IEEE Std C57.12.00-2000

(Revisión de la norma IEEE Std C57.12.00-1993)

Requisitos generales para la distribución estándar IEEE Inmerso-líquido, de potencia y transformadores de regulación

Patrocinador

Comité transformadores

del

IEEE Power Engineering Society

Aprobada el 21 de junio de el año 2000

Consejo de Normas IEEE-SA

Abstract: sistemas eléctricos, mecánicos, y requisitos de seguridad se establecen para bución y de potencia transformadores sumergidos en líquido bución, y autotransformadores y transformadores de regulación; polifásico único y, con tensiones de 601 V o superior en la tensión más alta de bobinado. Esta norma es una base para el establecimiento de rendimiento, capacidad de intercambio eléctrica y mecánica limitada, y los requisitos de seguridad de los equipos descritos; y para la ayuda en la selección adecuada de estos equipos. Los requisitos de esta norma se aplican a toda la distribución, potencia sumergidos en líquido, y transformadores de regulación, excepto los siguientes: transformadores de medida, paso a los reguladores de tensión y de tensión, transformadores de inducción horno de arco, transformadores rectificadores, transformadores especiales, transformadores subterránea ING, transformadores móviles y transformadores de minas.

Palabras clave: autotransformadores, transformadores de distribución, requisitos eléctricos, mecánicos requisitos, transformadores de potencia, transformadores de regulación, requisitos de seguridad

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016 hasta 5997, EE.UU.

Copyright © 2000 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc.

Todos los derechos reservados. Publicada el 31 de julio de 2000. Impreso en los Estados Unidos de América.

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El uso de un estándar IEEE es totalmente voluntaria. La existencia de una Norma IEEE no implica que no hay otras maneras de producir, probar, medir, compra, mercado, o proporcionar otros bienes y servicios relacionados con el ámbito de aplicación de la Norma IEEE. Por otra parte, el punto de vista expresado en el momento en que se aprobó una norma y emitió está sujeta a cambio que se genera a través de la evolución del estado de la técnica y los comentarios de los usuarios de la norma. Cada estándar IEEE se somete a revisar al menos cada cinco años para la revisión o confirmación rea fi. Cuando un documento es más de cinco años de edad y no ha sido fi rmado rea, es razonable concluir que su contenido, aunque todavía de algún valor, no en su totalidad reflejan el estado actual de la técnica. Se advierte a los usuarios para comprobar para determinar que tienen la última edición de cualquier estándar IEEE.

Comentarios sobre la revisión de los estándares de IEEE son bienvenidos de cualquier parte interesada, independientemente de la pertenencia a fi liación con la norma IEEE. Sugerencias para cambios en los documentos deben estar en la forma de una propuesta de cambio de texto, junto con los comentarios de apoyo apropiadas.

Interpretaciones: De vez en cuando pueden surgir preguntas sobre el significado de las partes de las normas que se refieren a aplicaciones especí fi cas. Cuando la necesidad de interpretaciones es traído a la atención de IEEE, el Instituto iniciará acción para preparar las respuestas adecuadas. Dado que los estándares de IEEE representan un consenso de todos los intereses en cuestión, es importante asegurarse de que cualquier interpretación ha recibido también la concurrencia de un equilibrio de intereses. Por esta razón, IEEE y los miembros de sus sociedades y comités de coordinación de las normas no son capaces de dar una respuesta inmediata a las solicitudes de interpretación, excepto en aquellos casos en que el asunto ha recibido previamente la consideración formal.

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Introducción

(Esta introducción no es parte de IEEE Std C57.12.00-2000, Requisitos generales para la distribución estándar IEEE Inmerso-líquido, de potencia y transformadores de regulación.)

En esta revisión de la norma IEEE Std C57.12.00-1993, unidades métricas son intercambiados con unidades inglesas, donde pasantes aplicables a cabo el estándar (es decir, valores con unidades inglesas ahora se muestran entre paréntesis). La cláusula 5, que abarque los datos de calificación, ha sido completamente revisada. Tabla 5, que resume los niveles de coordinación de aislamiento de clase II transformadores de potencia, ha sido revisada por los errores tipográficos. En 5.11, que cubre aumento de la temperatura y las condiciones de carga, en dirección 5.11.1.1, Wind- aumento Ing, ha sido sustituido por enrollamiento aumentos de temperatura.

Esta revisión requiere que el máximo (punto más caliente) aumento de la temperatura se determinó mediante el cálculo o ensayos. Las ediciones anteriores de esta norma requiere que el aumento de temperatura del punto más caliente sea superior a 80 ° C, sin embargo, no existía un método de ensayo o de cálculo aprobado para este parámetro de rendimiento requerido. Muchos usuarios de transformadores dependen de este parámetro para sus cálculos de carga. Debido a esta necesidad, un grupo de trabajo IEEE se formó, que propuso una revisión de 5.11.1.1. sensores de fibra óptica de temperatura permiten ahora a la medición directa de un punto especí fi co. Por análisis previo de la liquidación, el sensor se puede colocar para leer la temperatura máxima de bobinado. La moderna tecnología informática también permite el desarrollo de programas de transferencia de calor para calcular la distribución de la temperatura dentro de los devanados del transformador. En el momento en que se aprobó esta revisión, un grupo de trabajo IEEE estaba desarrollando una guía para los más caliente Determinación del punto de subida de la temperatura en transformadores rellenos con líquido. Esta guía, una vez terminado, dará una guía adicional para el cumplimiento de 5.11.1.1 subcláusula. En la Tabla 6, que abarca los niveles de aislamiento dieléctrico, los niveles de prueba que corresponde a 69 kV, tensión nominal del sistema, de 250 kV BIL se han añadido.

En la Tabla 10, se han realizado varios cambios para cubrir nuevas designaciones de clase refrigeración, y el mes / año de fabricación. Nota 12 y las notas relacionadas con limitar de PCB en el líquido aislante se han añadido a la mesa. En la nota 2 (última frase) y los puntos 2 (a) y 2 (b), las referencias a la definición del dirigido y no dirigido flujo han sido eliminados.

Las referencias a otras normas han sido actualizadas, en su caso, para el año de revisión, rea fi rmación, etc.

La Tabla 18, que cubre la base de cálculo de los factores actuales, ha sido modi fi cado con nuevas designaciones de clase refrigeración.

Tabla 19 se ha revisado, y nuevas pruebas, como la resistencia de aislamiento Core; de excitación monofásica; prueba de baja frecuencia en los dispositivos auxiliares, control y circuitos de los transformadores de intensidad; Prueba de funcionamiento de todos los

dispositivos; y se han añadido los gases disueltos en el análisis de aceite. Radio en el voltaje de influencia ha sido reemplazada por la prueba de descarga parcial. Se han añadido notas al pie de las nuevas pruebas, y de impulso de maniobra. Las notas 4 y 11 han sido modi fi cado mientras que las notas 16 y 17 se han añadido a esta tabla.

Una referencia a Askarel en 6.6.1 fue removido y reemplazado con referencias a menos inflamable hidrocarburo fluidas y fluido de silicona.

El cuadro 19, que cubría tolerancias para una sola fase y las pérdidas del transformador de corriente trifásica, se ha eliminado. El numeral 9.3 se ha ampliado para incluir la definición de estas tolerancias. La tabla anterior 20 de IEEE Std C57.12.00-1993, que cubre los requisitos de precisión del sistema de ensayo, se convierte ahora en la Tabla 21.

Un aspecto que no ha sido abordado anteriormente y todavía no está cubierto es una de fi nición de duplicado térmica, como se indica en la Tabla 19. Este está siendo desarrollado por un grupo de trabajo e incluirá la frecuencia fundamental de fi ni- ción y un anexo para establecer límites y proporcionar cálculos para determinar el rendimiento térmico.

Una segunda área que no ha sido cubierta es un requisito de un manual de instrucciones junto con la información mínima que debe incluirse en los manuales de instrucciones. Esto será desarrollado por el grupo de trabajo para la futura revisión.

Esta norma es una norma de consenso voluntario. Su uso puede ser obligatoria únicamente cuando es requerido por una autoridad judicial debidamente constituida o cuando se especifica en una relación contractual. Para satisfacer las necesidades especializadas y para permitir la innovación, c cambios especí fi son permisibles cuando se determinan mutuamente por el usuario y el productor, siempre que tales cambios no violan las leyes existentes y se consideran técnicamente adecuada para la función prevista.

Cuando se utiliza esta norma con carácter obligatorio, la palabra se indica requisitos obligatorios, y las palabras debe o puede referirse a las materias que se recomiendan o permisivas, pero no es obligatorio.

serán recibidos sugerencias para la mejora obtenida en el uso de esta norma.

Las revisiones de las cláusulas individuales que han sido modi fi cado fueron preparados por grupos separados dentro del Comité Transformers IEEE y se balloted independiente de acuerdo con las normas aplicables y los procedimientos de IEEE para la elaboración y aprobación de normas de consenso voluntario. Este estándar fue aprobado por el Comité IEEE

Transformers, la Junta de Normas IEEE-SA, y el Comité de normas acreditado para transformadores de distribución y potencia y Reguladores (C57). Se siguieron las normas y procedimientos aplicables.

El grupo de trabajo que coordina la elaboración de esta norma fue la siguiente:

S. C. Tuli, Silla

K. J. Fleming

En el momento en que las cláusulas 5 de esta norma fue aprobada por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo fue la siguiente:

J. Arteaga

R. Barker

D. Chu

F. E. Elliott

J. A. Fleeman

D. W. Platts, Silla

M. L. Frazier

P. E. Krause

W. J. McNutt

H. Moore

G. J. Reitter

S. M. A. Rizvi

V. Shenoy

S. C. Tuli

R. A. Veitch

En el momento en que la Tabla 10 de este estándar fue aprobado por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo fue la siguiente:

P. Ahrens

J. Antweiler

R. Barker

J. Borst

C. A. Colopy

J. Corkran

A. Delgado

D. Dohnal

P. Feghali

B. Grunert

R. R. Hayes

P. Hodge

D. W. Platts, Silla

C. J. Kalra

J. J. Kelly

L. A. Kirchner

L. Koga

J. G. Lackey

M. Lau

S. McNelly

N. P. McQuin

Michael S.

C. R. Murray

G. Paiva

B. K. Patel

R. L. Yeso

T. Prevost

A. Rajendra

S. Sarkar

P. T. Scully

D. M. Shah

V. Shenoy

H. J. Sim

S. L. Snyder

S. C. Tuli

C. Wickersham

F. N. joven

W. Wimmer

En el momento en que la Tabla 7 de la presente norma fue corregido y aprobado por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo fue la siguiente:

S. C. Tuli, Silla

En el momento en que 5.11.1.1 de esta norma fue aprobada por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo para investigar el aumento de temperatura de bobinado fue la siguiente:

D. W. Platts, Silla

D. Aho

J. Arteaga

R. Barker

M. F. Barnes

B. L. beaster

M. Bedard

W. Boettger

D. J. Cash

B. Chiu

M. Christini

D. Chu

D. B. de la Cruz

A. Delgado

B. DelVecchio

L. Dix

D. J. Fallon

P. Feghali

B. Forsyth

S. Foss

J. Fyvie

D. L. Galloway

E. García Salvaje

A. A. Ghafourian

D. F. Goodwin

R. L. Grubb

A. C. Hall

G. Henry

K. R. Highton

T. Holi campo

J. caza

V. C. Jhonsa

J. G. Lackey

J. D. MacDonald

B. K. Patel

P. Payne

M. Perkins

L. W. Pierce

R. L. Yeso

T. A. Prevost

H. J. Sim

C. Simmons

J. W. Smith

S. L. Snyder

A. Traut

S. C. Tuli

F. N. Weffer

R. J. Whearty

C. Wickersham

E. G. Wild

F. N. joven

En el momento en que la Tabla 19 de este estándar fue aprobado por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo fue la siguiente:

B. Poulin, Silla

E. J. Adolphson

D. J. Allen

M. S. Altman

D. E. Ayers

A. Bartek

J. J. Bergeron

A. Boligor

J. V. Bonucchi

J. Bösiger

W. Carter

C. Chatterji

F. W. Cook

J. C. Crouse

R. C. Degeneff

D. H. Douglas

J. Ebert

F. E. Elliott

D. J. Fallon

P. Feghali

J. Fleeman

M. A. Francheck

R. H. Frazer

M. Frydman

D. F. Goodwin,

K. R. Highton

J. Holland

P. J. Hopkinson

E. Howells

P. Y. Iijima

G. W. Ilif

N. W. Kennedy

F. Lewis

H. F. Luz

J. Long

D. L. Lowe

J. McAlpin

J. McGill

S. P. Mehta

C. P. Michel

R. E. Minkwitz

H. R. Moore

R. J. Musil

S. K. Oklu

B. K. Patel

D. C. Papyne

D. D. Perco

M. Perkins

D. Platts

A. Rizvi

P. Russman,

W. E. Saxon

H. Schenner

D. N. Sharma

V. Shenoy

H. J. Sim

L. R. Smith

W. W. Stein

L. R. Stensland

J. B. Templeton

S. C. Tuli,

R. C. Thomas

R. W. Thompson

T. R. Traub

R. R. Trummer

J. H. Ugo

W. B. Uhl

G. Vaillancourt,

R. A. Veitch

L. B. Wagenaar

F. Willett

Revisión de la Tabla 19 se preparó por

K. J. Fleming

S. C. Tuli

En el momento en que la expansión de 9,3 y la eliminación de la antigua Tabla 19 fue aprobado por el Comité IEEE Transformers, el grupo de trabajo sobre la pérdida de la tolerancia y la medición fue la siguiente:

Ramsis S. Girgis, Silla

J. Antweiler

D. E. Ballard

A. Bolliger

J. D. Borst

J. Bösiger

J. Crouse

D. Fallon

R. Fausch

P. Feghali

N. campo

E. Hanique

W. R. Henning

D. Kiethly

S. Lewis

R. Lortie

L. Meadows

M. Morton

C. S. Murray

R. J. Musil

M. Perkins

B. Poulin

J. Puri

S. Searcy

H. J. Sim

S. Smith

Así E.

A. Traut

S. C. Tuli

Las siguientes personas estaban en el comité de votación:

Paul Ahrens

R. K. Ahuja Paul Alex Dennis J. Allan George Allen

Raymond Allustiarti Don Anderegg Glenn Andersen Jim Antweiler

Jim C. Arnold Jacques Aubin Donald E. Ballard David A. Barnard Mike Barnes William H. Bartley Martin Baur

B. L. beaster

W. J. Bill Bergman Edward A. Bertolini Wallace B. Carpeta Jerry H. Bishop

Thomas E. Blackburn, III William E. Boettger

Joe V. Bonucchi John D. Max A. Borst Cambre Donald J. Cash

James F. Christensen Jerry L. Corkran Dan W. Crofts

V. Dahinden John N. Davis

Robert C. Degeneff Bob Del Vecchio Alfonso M. Delgado Tom diamantisamos Dieter Dohnal Randall L. Dotson John A. Ebert

Fred E. Gary R. Elliott Engmann

Mehrdad Eskandary Reto H. Fausch

Joe Foldi

Michael A. Franchek Jerry M. Frank Dudley L. Galloway Juergen Gerth

Harry D. Gianakouros Donald A. Gillies, Dave Goodwin

James L. Goudie Richard D. Graham Robert L. Grubb Robert L. Grunert Michael E. Haas Geoff H. Ayuntamiento

N. Wayne Hansen Kenneth S. Hanus Robert H. Hartgrove

R. R. Hayes Tommy W. Hayes George E. Henry Peter J. azada fl er Philip J. Hopkinson Richard A. Huber

James D. Huddleston, III Tim Huff

John O. caza Robert W. Ingham Virendra Jhonsa Anthony J. Jonnatti Lars-Erik Juhlin génica Kallaur

C. J. Kalra Joseph J. Kelly

Lawrence A. Kirchner Brian Klaponski Alexander D. Kline Egon Koenig

Joseph L. Koep dedo Alan E. Kollar

Georg Krause Sennewald

J. P. Lazar Richard G. Pérdida de Mark Loveless

Larry A. Lowdermilk Donald L. Lowe Thomas Lundquist Joe D. MacDonald William A. Maguire Charles Mandeville John W. Matthews Jack W. McGill Nigel P. McQuin

Charles Patrick McShane, Sam Michael

C. Kent Miller

R. E. Minkwitz, Sr. C. Daleep Mohla Arte Molden

Harold R. Daniel H. Moore Mulkey Chuck R. Murray

R. J. Musil

William H. Mutschler, Jr Jeffrey H. Nelson

Carl G. Niemann Larry Monjas

T. V. Oommen Paul E. Orehek Gerald A. Paiva

B. K. Patel Dhiru S. Patel

Wesley F. Patterson Jesse M. Patton David Payne Paulette A. Payne Carlos Peixoto O. Thomas J. Pekarek

Dan D. Perco Mark D. Perkins Linden W. Pierce

R. Leon Yeso Donald W. Platts Bertrand Poulin

G. Preininger Tom A. Prevost George J. Reitter

J. C. Riboud Pierre Riffon Peter G. Risse Mark Rivers

H. T. Robin

Arlise L. Robinson, Jr John R. Rossetti

G. W. Rowe Hazairin Samaulah Vallamkonda Sankar Subhas Sarkar

Leo J. Savio William E. Saxon Pat Scully Dilipkumar Shah Devki Sharma Vic Shenoy Stephen Shull Marcos Siehling Hyeong Jin Sim Pritpal Singh Singh Tarkeshwar Jerry W. Smith Stephen D. Smith Leonard R .Smith Steven L. Snyder

Gary Sparagowski Ronald J. Stahara

L. R. Stensland James E. Stephens Peter G. Stewart, Ron W. Stoner John C. Sullivan Malcolm V. Thaden

James A. Thomas P. Thompson Traub

Al Traut Subhash C. Tuli

Joseph J. Vaschak Robert A. Veitch Loren B. Wagenaar Ralph D. Wakeam Barry H. Ward,

Joe D. Watson Robert Whearty

D. W. Whitley

A. L. Wilks

William G. Wimmer

W. E. Wrenn

F. N. joven Janusz Zawadzki

Cuando el Consejo de Normas IEEE-SA aprobó esta norma el 21 de junio de 2000, que fue la siguiente:

Donald N. Heirman, Presidente James T. Carlo, vicepresidente Judith Gorman, Secretario

Satish K. Aggarwal Mark D. Gary R. Bowman Engmann Harold E. Epstein

H. Landis Floyd Jay Forster * Howard M. Frazier Ruben D. Garzón

James H. Richard J. Gurney Holleman Lowell G. Johnson Robert J. Kennelly Joseph L. Koep dedo * Peter H. Labios

L. Bruce C. McClung Daleep Mohla

James W. Moore Robert F. Munzner Ronald C. Petersen Gerald H. Peterson, John B. Posey Gary S. Robinson Akio Tojo

Donald W. Zipse

* Miembro de Mérito

También se incluye el siguiente enlace sin voto Consejo de Normas IEEE-SA:

Alan Cookson, Representante NIST

Donald R. Volzka, TAB Representante

Noelle D. Humenick

IEEE Standards Project Editor

Contenido

1. Descripción general 1

1.1 Ámbito de aplicación 1

1.2 Uso de palabras 1

2. Las referencias 2

3. Definiciones. 3

4. Condiciones de servicio 4

4.1 Condiciones de servicio habituales 4

4.2 Carga en condiciones diferentes valoradas 5

4.3 Condiciones de servicio inusuales 6

5. Los datos de Reconocimiento 7

5.1 clases de transformadores 7 de refrigeración

5.2 Frecuencia 9

5.3 Fases 9

5.4 kilovoltamperes valoradas 10

5.5 Las tensiones nominales y grifos 11

5.6 Conexiones. 13

5,7 polaridad, desplazamiento angular, y terminales de marcas 13

5.8 Impedancia 13

5.9 Las pérdidas totales. 14

5.10 Niveles de aislamiento 14

altura de carga y las condiciones de temperatura 5.11 22

5.12 Las placas de identificación 24

6. Construcción 30

6.1 bujes. 30

6.2 accesorios del transformador 30

6.3 bujes de transformadores de corriente 30

6.4 Termómetro 32 pozos

6.5 requisitos de presión del tanque 32

Sistema de aislamiento 6.6 Líquido 32

6.7 Puesta a tierra 33

6.8 autorizaciones externas mínimas entre las partes activas del transformador de diferentes fases

de la misma tensión 33

7. Características de cortocircuito 35

7.1 Requisitos 35

7.2 Componentes 42

7.3 Base kilovoltamperes 42

7.4 Cálculo de la temperatura del bobinado durante un cortocircuito 43

8. Las pruebas y cálculos 44

8.1 Generalidades 44

8.2 de rutina, diseño y otras pruebas para transformadores de 44

8.3 pruebas de rutina adicionales en transformadores con el cambio o la regulación de transformadores de tomas en carga ... 47 8.4 Determinación de la regulación del transformador 48

9. Las tolerancias 48

9.1 Las tolerancias de relación 48

9.2 Las tolerancias de impedancia 49

9.3 Las tolerancias para pérdidas de 49

9.4 Las precisiones necesarias para la medición de las pérdidas 49

10. La conexión de los transformadores para el embarque 50

Anexo A (informativo) Bibliografía 51

Requisitos generales para la distribución estándar IEEE Inmerso-líquido, de potencia y transformadores de regulación

1. Información general

1.1 Alcance

Esta norma es una base para el establecimiento de rendimiento, capacidad de intercambio eléctrica y mecánica limitada, y los requisitos de seguridad de los equipos descritos. También es una base para la asistencia en la selección adecuada de dicho equipo.

Esta norma describe, y los requisitos eléctricos, mecánicos y de seguridad de los transformadores de distribución y potencia sumergidos en líquido, y autotransformadores y transformadores de regulación, monofásicos y polifásicos, con tensiones de 601 V o superior en la más alta tensión de bobinado.

Esta norma se aplica a toda la distribución, potencia sumergidos en líquido, y la regulación de transformadores que no perteneces a los siguientes tipos de aparatos:

a) Los transformadores de medida

b) los reguladores de voltaje tensión de paso y de inducción

c) transformadores de horno de arco

d) transformadores rectificador

e) Los transformadores especiales

f) Los transformadores de puesta a tierra

g) Los transformadores móviles

h) Los transformadores de mina

1.2 uso de la palabra

Cuando se utiliza esta norma con carácter obligatorio, las palabras serán y deben indicar obligación. Las palabras deben y pueden referirse a las materias que se recomiendan o

permisivas, pero no es obligatorio. El prólogo de esta norma de consenso voluntario se describen las circunstancias en las que el estándar se puede utilizar de forma obligatoria.

2. Las referencias

Esta norma debe ser usado en conjunción con las siguientes publicaciones. Cuando las siguientes normas son reemplazadas por una revisión aprobada, se aplicará la revisión.

ANSI C57.12.20-1997, Norma Nacional Americana para transformadores de distribución aérea de tipo A, de 500 kVA y más pequeño: alto voltaje, 34 500 voltios y por debajo; Baja Tensión, 7970/13 800Y voltios y Abajo-requisitos.1

ANSI C57.12.70-1978 (Reaff 1992), American National Standard marcas y conexiones para transformadores de distribución y potencia del terminal.

ANSI C84.1-1995, Clasificación de la American National Standard de tensión para sistemas de energía eléctrica y equipo (60 Hz).

ANSI / CGA V-1-1994, Válvula de salida comprimido del cilindro de gas y la entrada Connections.2 ASME Código de calderas y recipientes a presión (BPV), 1984 Edition.3

ASME B1.1-1989, Norma Nacional Americana para la Uni fi cados Inch Roscas de tornillos (forma de rosca de la ONU y la UNR).

D92-1998 ASTM, Métodos de prueba estándar para Flash y puntos de fuego por Cleveland Open Cup.4

ASTM D117-1996, Guía estándar para el muestreo, métodos de prueba, especi fi caciones, y la Guía para los Aceites de aislamiento eléctrico de Petróleo Origen.

ASTM D1933-1997, Standard especí fi cación de nitrógeno gas como un material aislante eléctrico. ASTM D2225-1992 (1997), Métodos de prueba estándar para Fluidos de silicona usados para el aislamiento eléctrico.

ASTM D3487-1988 (Reaff 1993), Norma especí fi cación de mineral aislante aceite usado en aparatos eléctricos.

ASTM D5222-1998, Guía estándar para los Aceites de fuego alto-punto mineral aislante eléctrico. IEC 60076-2: 1993, Parte 2-transformadores de potencia: Temperatura rise.5

IEEE Std 4-1995, técnicas estándar IEEE para alto voltaje Testing.6

1ANSI publicaciones están disponibles en el Departamento de Ventas, American National Standards Institute, 11 West 42nd Street, 13th Floor, New York, NY 10036, EE.UU. (http://www.ansi.org/).

2ANSI publicaciones están disponibles en el Departamento de Ventas, American National Standards Institute, 11 West 42nd Street, 13th Floor, New York, NY 10036, EE.UU. (http://www.ansi.org/), o de la Asociación de Gas Comprimido, Inc ., Crystal gateway 1, suite 501, 1235 Jefferson Davis Highway, Arlington, VA 22202, EE.UU..

3ASME publicaciones están disponibles de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5990, EE.UU. (http://www.asme.org/).

4ASTM publicaciones están disponibles de la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959, EE.UU. (http://www.astm.org/).

5IEC publicaciones están disponibles en el Departamento de Ventas de la Comisión Electrotécnica Internacional, Case Postale 131, 3, rue de Varembé, CH-1211, Ginebra 20, Suiza / Suisse (http://www.iec.ch/). publicaciones de la CEI también están disponibles en los Estados Unidos desde el departamento de ventas, American National Standards Institute, 11 West 42nd Street, 13th Floor, New York, NY 10036, EE.UU..

6IEEE publicaciones están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, 445 Hoes Lane, apartado de correos Box 1331, Piscataway, NJ 08855-1331, EE.UU. (http://standards.ieee.org/).

IEEE Std 32 a 1972 (Reaff 1997), Requisitos de los estándares IEEE, la terminología y de procedimientos de ensayo para los dispositivos de puesta a tierra neutral.

IEEE Std 315-1975 (Reaff 1993), IEEE Símbolos gráficos para esquemas eléctricos e electrónicos (incluyendo la referencia Designación Letras).

IEEE Std 315A-1986 (Reaff 1994), los símbolos gráficos estándar IEEE para Diagramas Eléctricos y Electrónicos (IEEE Std Suplemento al 315-1975).

IEEE Std 469-1988 (Reaff 1994), IEEE Práctica Recomendada para la frecuencia vocal pruebas eléctricas de ruido de transformadores de distribución.

IEEE Std 799-1987 (Reaff 1992), Guía de IEEE para la manipulación y eliminación del transformador de aislamiento Grado líquidos que contengan PCB.

IEEE Std C57.12.80-1978 (Reaff 1992), IEEE terminología estándar para la alimentación y transformadores de distribución.

IEEE Std C57.12.90-1999, Código de Prueba Estándar IEEE para su distribución, alimentación y transformadores de regulación Inmerso-líquido y la Guía de IEEE para corto circuito de pruebas de transformadores de distribución y potencia.

IEEE Std C57.19.01-1991 (Reaff 1997), características y dimensiones de los aisladores Aparato exterior de rendimiento estándar IEEE.

IEEE Std C57.91-1995, IEEE Guía para la carga de los transformadores Inmerso en aceite mineral.

IEEE Std C57.131-1995, IEEE Guía para la Aplicación de óxido metálico Pararrayos para sistemas de corriente alterna.

IEEE Std C62.1-1989 (Reaff 1994), Norma IEEE para Gapped silicona de carburo Pararrayos para los circuitos de alimentación de CA.

IEEE Std C62.2-1987 (Reaff 1994), IEEE Guía para la Aplicación de Pararrayos Gapped silicona de carburo para sistemas de corriente alterna.

IEEE Std C62.11-1999, Norma IEEE para Pararrayos de óxido de metal de potencia de corriente alterna Circuitos (> 1 kV).

IEEE Std C62.22-1997, IEEE Guía para la aplicación de descargadores de sobretensión de óxido de metal para alterna los sistemas actuales.

3. De fi niciones

se aplicará la terminología transformador estándar IEEE disponible en C57.12.80-1978. Otros términos eléctricos se definen en el diccionario estándar IEEE of Electrical and Electronic Términos, Sexta Edición [B11].

4. Condiciones de Servicio

4.1 Condiciones de servicio habituales

4.1.1 Generalidades

Transformadores de acuerdo con esta norma deben ser adecuados para el funcionamiento a clasificar kVA bajo las siguientes condiciones de servicio habituales.

4.1.2 Temperatura

límite de temperatura del aire de refrigeración 4.1.2.1

Cuando refrigerado por aire, la temperatura del aire (temperatura ambiente) de enfriamiento no será superior a 40 ° C, y la temperatura media del aire de refrigeración para un periodo de 24 h no deberá exceder de 30 ° C.

4.1.2.2 límite de temperatura del líquido

La temperatura del líquido superior del transformador (cuando funciona) no será inferior a -20 ° C. temperaturas del líquido por debajo de -20 ° C no se consideran las condiciones de servicio habituales.

límite de la temperatura del agua de refrigeración 4.1.2.3

Cuando refrigerado por agua, la temperatura del agua (temperatura ambiente) de enfriamiento no será superior a 30 ° C, y la temperatura media del agua de refrigeración para

un periodo de 24 h no será superior a 25 ° C. La temperatura mínima del agua no deberá ser inferior a 1 ° C, a menos que el agua de refrigeración incluye anticongelante adecuado para la operación de -20 ° C.

4.1.3 Altitud

La altura no será superior a 1000 m (3300 pies).

4.1.4 Tensión de alimentación

La forma de onda de suministro de voltaje será de aproximadamente sinusoidal, y las tensiones de fase que suministran un transformador polifásico será aproximadamente igual en magnitud y tiempo de desplazamiento.

4.1.5 corriente de carga

La corriente de carga será de aproximadamente sinusoidal. El factor armónico no será superior a 0,05 por unidad. factor de armónica se define en la norma IEEE Std C57.12.80-1978.

4.1.6 Funcionamiento por encima de la tensión nominal o por debajo de la frecuencia nominal

4.1.6.1 Capacidad

Transformers serán capaces de:

a) de funcionamiento continuo por encima de la tensión nominal o la frecuencia por debajo de puntuación, a la máxima puntuación kVA para cualquier grifo, sin exceder de los límites de aumento de temperatura observable en conformidad con 5.11.1 cuando prevalecen todas las siguientes condiciones:

1) Tensión y voltios por hertz secundaria no superan el 105% de los valores nominales.

2) factor de potencia de carga es 80% o superior.

3) La frecuencia es al menos 95% del valor nominal.

b) El funcionamiento continuo por encima del voltaje nominal o por debajo de la frecuencia nominal, en cualquier grifo sin carga, sin exceder los límites de aumento de temperatura observable de conformidad con 5.11.1, cuando ni la tensión ni voltios por hertz rebasa el 110% de los valores nominales.

En el caso de multiwinding transformadores o autotransformadores, 4.1.6.1 se aplica únicamente a las condiciones de carga fi cos utilizados como base de diseño. Estas condiciones de carga implican la coordinación simultánea de entrada y de salida kVA, factor de potencia de carga, y sinuosas combinaciones de tensión [véase el punto j) de 4.3.3]. Las diferencias en la regulación de la carga y la tensión de salida para varios arrollamientos pueden impedir el logro simultáneo de tensión de 105% en todos los terminales de salida. En ningún caso el kVA salidas especi fi cado para cualquier condición de carga requieren una carga continua de cualquier devanado de entrada por encima de su calificación.

4.1.6.2 Tensión máxima de operación continua del transformador

La tensión máxima de operación continua del transformador no debe exceder el nivel especificados en la norma ANSI C84.1-1995. Las condiciones del sistema pueden requerir relaciones de transformación de tensión que se necesiten tensiones de derivación superior a la tensión máxima del sistema con propósitos de regulación. Sin embargo, el voltaje de sistema máximo apropiado debe ser observado bajo condiciones de operación.

4.1.7 El funcionamiento en exteriores

A menos que se especifique otra cosa, los transformadores deben ser adecuados para uso al aire libre.

4.1.8 operación de paso bajo

A menos que se especifique otra cosa, los transformadores deberán estar diseñados para la operación de bajada.

4.1.8.1 transformadores elevadores del generador

Transformadores identificado como transformadores elevadores generador deberá ser diseñado para la operación de step-up.

4.1.8.2 Sistema de unión autotransformadores

Transformadores identi fi cado como transformadores de unión sistema o autotransformadores se diseña para la operación de bajada de paso- o step-up operación, o ambos, según se especifica por el usuario.

4.1.9 Tanque o recinto fi nal

Los límites de temperatura y las pruebas se basarán en el uso de un pigmento de pintura no metálica superficie fi nal. Cabe señalar que las pinturas fl ake metallic-, tales como aluminio y cinc, tienen propiedades que incrementan el aumento de temperatura de los transformadores, excepto en la luz solar directa.

4.2 Carga en condiciones diferentes de clasificación

IEEE Std C57.91-1995 proporciona una guía para la carga en condiciones diferentes de clasificación, incluyendo

a) La temperatura ambiente altas o más bajas que la base de la calificación

b) la carga de corta duración por encima de la placa de identificación kVA con una esperanza de vida normal

c) Carga que se traduce en una menor esperanza de vida

Las guías no son estándares. Ellos proporcionan la información general más conocido para la carga de los transformadores en diversas condiciones sobre la base de los sistemas típicos de aislamiento de los devanados y se basan en la mejor ingeniería de la información disponible en el momento de la preparación. Las guías discuten las limitaciones de los componentes auxiliares distintos de los arrollamientos que pueden limitar la capacidad de los transformadores. Cuando especi fi cados, componentes auxiliares y otras características de la construcción (cables, casquillos, cambiadores de tomas, el espacio de expansión de aceite, etc.) deberán ser suministrados de forma que en sí mismos no van a limitar la carga a menos de la capacidad de los arrollamientos.

4.3 Condiciones de servicio insólitos

Condiciones distintas a las descritas en el apartado 4.1 se consideran las condiciones de servicio inusuales y, cuando prevalece, debe ser puesto en conocimiento de los responsables del diseño y la aplicación del aparato. Ejemplos de algunas de estas condiciones se enumeran en 4.3.1.

4.3.1 condiciones de temperatura y altitud inusuales

Los transformadores se pueden utilizar a temperaturas ambientales altas o más bajas o en altitudes superiores a las especificadas en 4.1.3, pero una consideración especial se debe dar a estas aplicaciones. IEEE Std C57.91-1995 proporciona información sobre las prácticas recomendadas.

4.3.2 Aislamiento a gran altura

La rigidez dieléctrica de los transformadores que dependen en su totalidad o en parte de aire para el aislamiento disminuye a medida que la altitud aumenta debido al efecto de disminución de la densidad del aire. Cuando se especi fi ca, transformadores deberá estar diseñado con separaciones de aire más grandes entre los terminales utilizando los factores de corrección de la Tabla 1, para obtener la rigidez dieléctrica del aire adecuada a altitudes superiores a 1000 m (3300 pies).

4.3.2.1 Nivel de aislamiento

El aislamiento mínimo necesario en la altitud requerida puede obtenerse dividiendo el nivel de aislamiento estándar a 1000 m (3300 pies) por el factor de corrección adecuado de la Tabla 1.

Tabla 1-dieléctrica factores de corrección de la fuerza para altitudes superiores a 1000 m (3300 pies)

Altitud (m) Factor de corrección de altitud (pies) de altitud de rigidez dieléctrica

1000 3300 1.00

1200 4000 0,98

1500 5000 0,95

1800 6000 0,92

2100 7000 0,89

2400 8000 0,86

2700 9000 0,83

3000 10 000 0,80

3600 12 000 0,75

4200 14 000 0,70

4500 15 000 0,67

NOTA-una altitud de 4500 m (15 000 ft) se considera un máximo de transformadores de acuerdo con esta norma.

4.3.2.2 bujes

Bujes con una longitud adicional o distancia de frenado serán suministrados cuando sea necesario para el funcionamiento por encima de 1000 m (3300 pies).

4.3.3 Otras condiciones de servicio inusual

Otras condiciones de servicio inusuales incluyen los siguientes:

a) Dañar humos o vapores, polvo excesivo o abrasivos, mezclas explosivas de polvo o los gases, vapor, niebla salina, humedad excesiva, o goteo de agua, etc.

b) la vibración anormal, basculante, shock, o condiciones sísmicas.

c) La temperatura ambiente fuera del rango normal.

d) el transporte o almacenamiento condiciones inusuales.

e) las limitaciones de espacio inusuales.

f) los problemas de mantenimiento inusuales.

g) Derecho inusual o la frecuencia de operación, la carga de impacto.

h) tensiones alternas desequilibradas, o la salida del sistema de AC a partir de una forma de onda sustancialmente sinusoidal.

i) Las cargas que implican corrientes armónicas anormales tales como las que pueden resultar en que las corrientes de carga apreciables son controlados por dispositivos de estado sólido o similar. Tales corrientes armónicas pueden causar pérdidas excesivas y calentamiento anormal.

j) las condiciones de carga se especi fi ca (salidas kVA, bobinado factores de potencia de carga, y la liquidación voltajes) asocia con multiwinding transformadores o autotransformadores.

k) La excitación que exceda el 110% de tensión nominal o 110% voltios nominales por hercio.

l) Planificado cortocircuitos como parte del funcionamiento normal o en la práctica la retransmisión.

m) Inusual condiciones de aplicación de cortocircuito que difieren de los descritos como de costumbre en la Cláusula 7.

n) las condiciones de voltaje inusuales incluyendo las sobretensiones transitorias, la resonancia, las sobretensiones de conmutación, etc., que pueden requerir una consideración especial en el diseño de aislamiento.

o) inusualmente fuertes campos magnéticos. Cabe señalar que las perturbaciones magnéticas solares pueden resultar en el flujo de corrientes telúricas en neutrales del transformador.

p) Los transformadores grandes con alta corriente conductos de barras de fase aislada. Cabe señalar que los conductos de barras de fase aislada de alta intensidad con que acompaña a fuertes campos magnéticos pueden causar corrientes circulantes no anticipados en los tanques de transformadores y cubiertas, y en los conductos de barras. Las pérdidas resultantes de estas corrientes no previstos pueden dar como resultado temperaturas excesivas cuando las medidas correctivas no se incluyen en el diseño.

q) La operación en paralelo. Cabe señalar que, si bien el funcionamiento en paralelo no es inusual, es deseable que los usuarios aconsejan el fabricante cuando en paralelo con otros transformadores está previsto e identificar los transformadores involucrados.

5. Los datos de Calificación

5.1 clases de transformadores de refrigeración

Transformadores deberán ser identificado de acuerdo al método de enfriamiento empleada. Para los transformadores sumergidos en líquido, esta identificación se indicará mediante un código de cuatro letras, como se describe a continuación. Estas designaciones son consistentes con la norma IEC 60076-2: 1993.

Primera letra: agente de refrigeración interna en contacto con los bobinados:

O el aceite mineral o sintético líquido aislante con fuego PUNTO7 300 Ck líquido con punto de incendio> 300 ° C aislante

L líquido aislante sin ningún punto de re fi medible

Segunda letra: mecanismo de circulación del medio de refrigeración interno:

N convección natural flujo a través de equipos de refrigeración y en los bobinados

F circulación forzada a través de equipos de refrigeración (es decir, las bombas de refrigeración), la convección natural flujo en los bobinados (también llamados flujo no dirigido)

D circulación forzada a través de equipos de refrigeración, dirigido desde el equipo de enfriamiento por lo menos entre los devanados principales

Tercera letra: medio de enfriamiento externo: Un aire

agua W

Cuarta carta: mecanismo de circulación del medio de enfriamiento externo: N convección natural

F circulación forzada [ventiladores (refrigeración por aire), bombas (refrigeración por agua)]

NOTAS:

1-En un transformador con forzada, la refrigeración no dirigida, (segunda letra de clave F), las tasas de refrigerante flujo a través de todos los bobinados puede variar con la carga, y no son controladas directamente por las bombas. El aceite bombeado fluye libremente en el interior del tanque y no se ve obligado a fluir a través de los devanados.

2-En un transformador designa que han dirigido la circulación forzada del líquido refrigerante (segunda letra del código D), la tasa de flujo de refrigerante a través de los fl devanados principales está determinada por las bombas y no por la carga. Una fracción menor de la del refrigerante del flujo a través del equipo de refrigeración puede ser dirigida fuera de los devanados principales para proporcionar refrigeración para el núcleo y otras partes. arrollamientos que regulan y / u otros devanados que tienen una potencia relativamente baja pueden tener también la circulación del refrigerante no dirigida.

Un transformador puede especi fi car con más de una clasificación de potencia (también referido como etapas de refrigeración). La placa del transformador indicará la designación de la clase de potencia y refrigeración nominal para cada calificación. El índice se enumeran en orden creciente de energía. Las designaciones de clase de enfriamiento normalmente se enumeran en orden con una barra diagonal que separa cada uno.

Ejemplos:

ONAN / ONAF. El transformador tiene un conjunto de ventiladores que pueden ser puestos en servicio si lo deseas a alta ING load-. La circulación del líquido refrigerante es sólo por convección natural.

ONAN / OFAF. La circulación del líquido refrigerante es por convección natural única en la carga base. Sin embargo, el transformador dispone de un sistema de refrigeración con bombas y ventiladores para aumentar la capacidad de transporte de energía en alta carga.

Los ejemplos de las designaciones de clase refrigeración utilizados en IEEE Std C57.12.00-1993 y en revisiones anteriores, así como las correspondientes nuevas designaciones, se proporcionan en la Tabla 2.

7Fire punto la temperatura mínima a la cual un espécimen de arder durante 5 s. (ASTM D92-1998, "Cleveland Open Cup" método de prueba.)

Tabla designación de la clase 2-refrigeración

denominaciones presentes designaciones anteriores

ONAN OA

ONAF FA

ONAN / ONAF / ONAF OA / fa / fa

ONAN / ONAF / OFAF OA / FA / FOA

ONAN / ODAF OA / FOAA

ONAN / ODAF / ODAF OA / FOAA / FOAA

OFAF FOA

OFWF FOW

ODAF FOAA

ODWF Fowa

aIndicates dirige el flujo de aceite según la Tabla 9, Nota 2 de IEEE Std C57.12.00-1993.

5.2 Frecuencia

A menos que se especifique otra cosa, los transformadores deberán estar diseñados para funcionar a una frecuencia de 60 Hz.

5.3 Fases

5.3.1 Generalidades

Transformadores descritos en esta norma son ya sea monofásico o trifásico. clasificaciones estándar se incluyen en las normas de producto para determinados tipos de transformadores. Cuando se especi fi ca, se puede proporcionar otros arreglos de fase.

5.3.2 transformadores conectados o conectados-Scott-T

5.3.2.1 Fase de transformación

Estos se pueden proporcionar para llevar a cabo de tres fases para la transformación de dos fases, o viceversa; o para acom- trifásico Plish a la transformación de tres fases. Varios arreglos comúnmente utilizados para llevar a cabo estas transformaciones se describen aquí.

5.3.2.2 transformadores monofásicos disímiles

Dos transformadores monofásicos se ensamblan en un recinto, e interconectados de forma permanente, con las siguientes características:

a) Las características de rendimiento se basan en el funcionamiento del banco de tres fases para la transformación de dos fases o viceversa.

b) Los transformadores monofásicos pueden no ser idénticos o intercambiables.

5.3.2.3 núcleo de tres patas

Otra disposición posible es un montaje que utiliza un núcleo de tres patas con principales y bobina sumario asambleas situados en las dos patas exteriores, y con una pata central que no tiene conjunto de la bobina y proporciona un circuito magnético común para las dos patas exteriores.

5.3.2.4 transformadores monofásicos idénticos

Cuando se especi fi ca, se suministrarán dos transformadores monofásicos idénticos.

a) La capacidad de kVA cada transformador será la mitad de la salida del banco se requiere, y la calificación de las unidades individuales deberán estar de acuerdo con las clasificaciones establecidas para transformadores monofásicos.

b) Las características de rendimiento, excepto la calefacción, se basarán en funcionamiento monofásico.

c) El aumento de la temperatura se basa en la entrega de la capacidad del banco requerido cuando se transforma a partir de tres fases para bifásica o de dos fases para trifásico, según se especifica.

d) Los transformadores deben ser intercambiables como principal y sumario.

e) grifos de regulación son generalmente se suministran en los transformadores de tres fases a dos fases o de dos fases para servicio trifásico. Cuando se requieren grifos, el sumario del grifo será 86,6% de los grifos de regulación medio (Media, como se usa aquí, se refiere al punto medio de la gama de grifos de regulación).

5.4 kilovoltamperes calificados

5.4.1 Generalidades

El kVA nominal de un transformador será la salida que puede ser entregada por el tiempo especi fi cado en el voltaje secundario nominal y frecuencia nominal sin sobrepasar los fi cados limitaciones de aumento de temperatura específicos bajo pre- condiciones trazadas de prueba, y dentro de las limitaciones de las normas establecidas .

5.4.2 calificaciones kilovoltampere continuas preferidas

kVA continuas preferidas de una sola fase y trifásico de distribución y transformadores de potencia se basan en un aumento promedio de bobinado por la resistencia de los 65 ° C, de acuerdo con 5.11.1.1, y se enumeran en la Tabla 3.

Tabla 3-Preferido calificaciones kilovoltampere continua

Los transformadores monofásicos transformadores trifásicos

5 15

10 30

15 45

25 75

37,5 112,5

50 150

75 225

100 300

167 500

250 750

Tabla 3-Preferido calificaciones kilovoltampere continuas (continuación)

Los transformadores monofásicos transformadores trifásicos

333 1000

500 1500

- 2000

833 2500

1250 3750

1667 5000

2500 7500

3333 10 000

- 12 000

5000 15 000

6667 20 000

8333 25 000

10 000 30 000

12 500 37 500

16 667 50 000

20 000 60 000

25 000 75 000

33 333 100 000

Para múltiples puntuación transformadores, los kVA nominales preferido para la calificación ONAN está de acuerdo con la Tabla 3. Para transformadores de más de 10 000 kVA, el aumento preferido para la primera etapa de enfriamiento (ONAF) es del 33%, y el incremento preferido para la segunda etapa de enfriamiento (ONAF / o ONAF OFAF) es del 66% de la calificación ONAN.

5.5 Las tensiones nominales y grifos

5.5.1 Generalidades

las tensiones del sistema nominal normal y tensiones máximas del sistema se incluyen en la norma ANSI C84.1-1995 y se enumeran en la Tabla 4.

Tabla 4-Relaciones de voltaje nominal del sistema de tensión máxima del sistema y los niveles básicos de aislamiento de choque de rayo (BIL) para sistemas de 765 kV y por debajo

Aplicación de la tensión nominal del sistema (kV rms) tensión máxima del sistema (de ANSI C84-1-1995)

(kV rms) Impulso de descarga básica niveles de aislamiento (BIL) de uso común

(KV cresta)

Distribución 1,2-30 - - -

2,5 a 45 - - -

5,0 a 60 - - -

8.7 - 75 - - -

15,0-95 - - -

25,0 a 150 125 - -

34,5 a 200 150 125 -

46,0 48,3 250 200 - -

69,0 72,5 350 250 - -

La alimentación eléctrica 1.2 - 45 30 - -

2,5 a 60 45 - -

5,0 a 75 60 - -

8.7 - 95 75 - -

15,0 a 110 95 - -

25,0 a 150 - - -

34,5 a 200 - - -

46,0 48,3 250 200 - -

69,0 72,5 350 250 - -

115,0 121,0 550 450 350 -

138,0 145,0 650 550 450 -

161,0 169,0 750 650 550 -

230,0 242,0 900 825 750 650

345,0 362,0 1,175 1,050 900 -

500,0 550,0 1675 1550 1425 1300

765,0 800,0 2050 1925 1800 -

NOTAS

1-BIL valores en negrita se enumeran como estándar en una o más de ANSI C57.12.10-1988 [B1], ANSI C57.12.20-1997 [B3], ANSI C57.12.22-1989 [B5], IEEE Std C57. 12,23-1992 [B12], ANSI C57.12.24-1992 [B6], ANSI C57.12.25-1990 [B7], e IEEE Std C57.12.26-1992 [B13].

distribución y potencia transformadores monofásicos 2 y transformadores de regulación para rangos de voltaje entre los terminales de 8,7 kV y por debajo están diseñados para ambos Y y conexión y están aisladas de las tensiones de ensayo cia correspondientes a la conexión en Y de modo que una sola línea de transformadores sirve para la y y aplicaciones. Las tensiones de prueba para este tipo de transformadores, si se utilizan y conectados, por lo tanto, son más altos que sea necesario para su tensión nominal.

3-Para devanados en serie en transformadores, tales como transformadores de regulación, los valores de prueba a tierra se determinará por el BIL de los devanados en serie en lugar de por la tensión nominal entre terminales.

4-Los valores que figuran como voltaje nominal del sistema en algunos casos (particularmente tensiones de 34,5 kV y por debajo) son aplicables a otros voltajes menores de aproximadamente el mismo valor. Por ejemplo, 15 kV abarca las tensiones del sistema nominal de 14 V, 440 V 13 800, 13 200 V, 13 V 090, 12 600 V, 12 V 470, 12 000 V, 11 V 950, etc.

5.5.2 Las tensiones nominales

Los valores de tensión estarán en vacío y se basarán en la relación de espiras.

5.5.3 Calificaciones de las tomas del transformador

Cada vez que un transformador está provisto de grifos de una bobina, que serán los grifos de capacidad completa. Cuando especificado fi cado, con excepción de los grifos de capacidad completa se puede proporcionar, y así será anunciado en la placa. Cabe señalar que los transformadores con equipos de tomas en carga cambiando comúnmente grifos han reducido la capacidad de grifos valorados por debajo de devanado de tensión.

5.6 Conexiones

disposiciones de conexión estándar se incluyen en las normas para determinados tipos de transformadores y en ANSI C57.12.70-1978

Las relaciones de voltaje nominal del sistema a tensión máxima del sistema y los niveles básicos de aislamiento de choque de rayo (BIL) para sistemas de 765 kV y por debajo

5,7 polaridad, desplazamiento angular, y las marcas de terminales

5.7.1 La polaridad de los transformadores monofásicos

Los transformadores monofásicos en los tamaños de 200 kVA y por debajo y que tienen puntuaciones de alta tensión de 8660 V y por debajo (Voltage) tendrán aditivo polaridad. Todas las demás transformadores monofásicos tendrán polaridad sustractiva.

5.7.2 desplazamiento angular (nominal) entre las tensiones de los devanados de transformadores trifásicos

El desplazamiento angular entre alta tensión y baja tensión tensiones de fase de los transformadores trifásicos con -o conexiones Y-Y será cero grados.

El desplazamiento angular entre alta tensión y de baja tensión tensiones de fase de los transformadores trifásicos con Y- o conexiones -Y será de 30º, con el bajo voltaje atrasado la alta tensión como se muestra en la Figura 1. El desplazamiento angular de una transformador polifásico es el ángulo tiempo expresado en grados entre el voltaje de línea a neutro de la referencia identi fi cado de alta tensión en los terminales H1 y la tensión tral de línea a neu- del correspondiente identi fi cado bajo voltaje terminal X1.

diagramas de fasores en la nota complementaria se describen en la norma ANSI C57.12.70-1978.

5.7.3 Designación de conexión

Designación de conexión deben estar de acuerdo con la norma ANSI C57.12.70-1978.

5.8 Impedancia

La impedancia se someterá a una temperatura igual a la suma del aumento de la temperatura de bobinado media calculada por la resistencia, además de 20 ° C. Los valores preferidos de impedancia estándar se incluyen en las normas de producto para determinados tipos de transformadores.

conexión Y - - Y la conexión en Y

Figura relación 1-Fase de designaciones de los terminales para transformadores trifásicos

5.9 Las pérdidas totales

Las pérdidas totales de un transformador será la suma de las pérdidas en vacío y las pérdidas de carga.

Las pérdidas de los ventiladores de refrigeración, bombas de aceite, calefactores, y otros equipos auxiliares no están incluidos en el total de pérdidas. Cuando se especi fi ca, se aportará datos de pérdida de energía en dicho equipo auxiliar.

La temperatura de referencia estándar para las pérdidas de carga de los transformadores de distribución y potencia será de 85 ° C. La temperatura de referencia estándar para las pérdidas en vacío de los transformadores de distribución y potencia será de 20 ° C.

Para la clase II transformadores, control / auxiliar (enfriamiento) las pérdidas serán medidos y registrados. Todas las etapas de refrigeración, bombas, calentadores, y todo el equipo de control asociado se activarán, siempre y cuando estos componentes son partes integrales del transformador.

5.10 Los niveles de aislamiento

Los transformadores serán diseñados para proporcionar coordinada de baja frecuencia y los niveles de aislamiento de impulsos en los terminales de línea y niveles de aislamiento de baja frecuencia en los terminales neutros. La identidad principal de un conjunto de niveles coordinados será igual a su nivel de aislamiento de choque de rayo básico (BIL).

La tensión del sistema y el tipo de transformador puede también en los niveles de aislamiento influencia y procedimientos de prueba. En este sentido, los transformadores de potencia se separan en dos clases diferentes de la siguiente forma:

a) transformadores de potencia Clase I incluirán los transformadores de potencia con devanados de alta tensión de 69 kV y por debajo.

b) los transformadores de potencia de clase II incluirán los transformadores de potencia con devanados de alta tensión de 115 kV a 765 kV.

La Tabla 4 enumera los niveles BIL actualmente en uso en varias tensiones de la red; Sin embargo, el uso de cualquier elección dada BIL requiere una cuidadosa atención a la coordinación de aislamiento adecuado y con la evaluación precisa del coeficiente de puesta a tierra como se indica en 5.10.3.

La Tabla 5 resume los niveles de coordinación de aislamiento para transformadores de distribución y de los transformadores de potencia de Clase I.

Tabla 5-niveles de aislamiento dieléctrico para transformadores de distribución y potencia transformersa Clase I

Asee 5.10 para una descripción de los transformadores de potencia de Clase I. NOTAS

los niveles de impulso 1-Front-de-onda debe ser especificado fi antes del diseño del transformador.

2-Front-de-onda de las pruebas no se recomiendan en devanados terciarios que no serán expuestos a la luz y que están conectados directamente al equipo de usuario que tiene bajos puntos fuertes impulsos de bajo voltaje o corriente. Esto incluye devanados de baja tensión de transformadores de los generadores y transformadores bobinados que operan a 5000 V o menos.

3-interna y los niveles de prueba de aislamiento externo de fase a fase de baja frecuencia no se reducirán debajo de los niveles que figuran en la Tabla 7.

El nivel 4-aislantes para transformadores de distribución y de los transformadores de potencia de clase I serán seleccionados de esta tabla, tanto para la los devanados de baja tensión y alta tensión.

5-El BIL sirve tanto como un nivel de prueba para las pruebas de choque de rayo de onda completa y como la identidad principal de un conjunto de niveles de aislamiento coordinadas.

La Tabla 6 resume los niveles de coordinación de aislamiento de clase II transformadores de potencia.

Tabla 6 niveles de aislamiento dieléctrico para poder Clase II transformersa

los niveles de prueba de baja frecuencia

voltaje nominal del sistema (kV) rayo nivel de aislamiento impulso básico (BIL) (kV cresta)

Nivel de onda cortada (kV cresta)

Nivel de conmutación de impulsos (BSL) (kV

cresta) Prueba de tensión inducida (fase a tierra)

Aplicado- nivel de prueba de tensión (kV rms)

nivel de una hora (kV rms) Mejora de nivel

kV rms)

Columna 1 Columna 2 Columna 3 Columna 4 Columna 5 Columna 6 Columna 7

15 y por debajo de 110 120 - - - 34

25 150 165 - - - 50

34,5 200 220 - - - 70

46 250 275 - - - 95

69 250 275 - - - 95

350 385 - - - 140

115 350 385 280 105 120 140

495 375 105 450 120 185

605 460 105 550 120 230

450 495 375 138 125 145 185

605 460 125 550 145 230

715 540 125 650 145 275

550 605 460 161 145 170 230

715 540 145 650 170 275

825 620 145 750 170 325

650 715 540 230 210 240 275

825 620 210 750 240 325

825 905 685 210 240 360

990 745 210 900 240 395

900 990 745 345 315 360 395

1050 1155 870 315 360 460

1175 1290 975 315 360 520

500 1130 1430 1080 475 550 -

1425 1570 1180 475 550 -

1550 1705 1290 475 550 -

1675 1845 1390 475 550 -

765 1800 1980 1500 690 800 -

1925 2120 1600 690 800 -

2050 2255 1700 690 800 -

Asee 5.10 para una descripción de clase II transformadores de potencia.

NOTAS

pruebas de onda picado 1-A, el tiempo mínimo de fl Ashover serán 3,0 s a excepción de 110 kV BIL, en cuyo caso el tiempo mínimo para fl Ashover será de 2,0 s.

2-A pesar de la Columna 4 establece fase-tierra de conmutación de los niveles de impulso, no siempre es posible poner a prueba estas plantas en bobinados de baja tensión.

3-Las columnas 5 y 6 proporcionan niveles de ensayo de fase a tierra que normalmente serían aplicables a los devanados en estrella. Cuando el nivel de tensión de prueba se va a medir fase a fase, como suele ser el caso de devanados del triángulo, entonces los niveles en la columna 5 se deben multiplicar por 1,732 para obtener el nivel de prueba de tensión inducida fase a fase requerida.

4-La prueba de tensión aplicada no es aplicable a la estrella-terminales del devanado de línea a menos que hayan sido especi fi ca que sea adecuado para su aplicación en sistemas sin conexión a tierra.

los niveles de 5-El aislamiento de Clase II transformadores de potencia serán seleccionados de esta tabla, tanto para la los devanados de baja tensión y alta tensión.

Tabla 7 se indican los niveles mínimos de prueba de aislamiento de fase a fase para transformadores de distribución y de los transformadores de potencia de Clase I.

Tabla 7-mínimo los niveles de prueba de aislamiento de fase a fase para transformadores de distribución trifásicos y para transformadores de potencia trifásicos de clase I

Aplicación de la tensión nominal del sistema (kV) Nivel mínima de prueba de baja frecuencia de fase a fase (kV rms)

Distribución 25,0 50

34.5 69

46.0 92

69,0 138

Potencia 46.0 76

69,0 115

NOTAS

1-Para el sistema nominal no tensiones en la tabla, utilice un nivel de prueba no inferior a 2,0 veces la tensión nominal del sistema para transformadores de distribución y de no menos de 1,65 veces la tensión nominal del sistema de transformadores de potencia de Clase I.

2-El nivel de prueba de baja frecuencia entre las fases no será inferior al nivel de prueba de baja frecuencia de línea a tierra.

Tabla 8 resume los niveles de aislamiento de baja frecuencia mínimos de terminales neutros.

Tabla 8-mínimo los niveles de baja frecuencia de prueba de aislamiento en neutro para transformadores de potencia de clase I

Mínimo nivel de aislamiento de baja frecuencia (kV rms)

Aplicación de la tensión nominal del sistema (kV) un conexionado a tierra oa través de un transformador de corriente oa través de un transformador de regulación a tierra a través de un neutralizador de falla a tierra o aislado, sino de impulso protegida

Columna 1 Columna 2 Columna 3

Distribución o de potencia 1.2 10 10

2,5 15 15

5,0 19 19

8,7 26 26

15,0 26 26

25,0 26 34

34.5 26 50

46.0 34 70

69,0 34 95

aPara altos voltajes del sistema de línea de terminales que los indicados anteriormente, el bajo nivel de aislamiento de frecuencia en el neutro se especificarán para cumplir con los requisitos del servicio, pero en ningún caso será inferior a 34 kV.

NOTA: cuando se especi fi ca, Y-Y conectada transformadores utilizando un neutral, sólidamente a tierra común puede utilizar un buje de neutro seleccionado de acuerdo con los requisitos del devanado de baja tensión.

Para los procedimientos de prueba, ver IEEE Std C57.12.90-1999.

5.10.1 Los terminales de línea

5.10.1.1 rayo básico nivel de aislamiento de impulso (BIL)

Cada terminal de línea del devanado se le asigna un nivel de aislamiento de choque de rayo básico (BIL) de la Tabla 4. Se facilitarán los niveles de aislamiento asociados, independientemente de si las pruebas son o pueden ser realizadas.

5.10.1.2 Nivel de conmutación de aislamiento impulso

Bobinados para el sistema de tensiones de 115 kV de nivel superior estará diseñado para la conmutación de impulso niveles de aislamiento (BSL) asociados con el BIL asignado. Además, los devanados de baja tensión deben estar diseñados para soportar tensiones resultantes de los ensayos de impulso de conmutación en el devanado independientemente de si o no este tipo de pruebas se especi fi can de alta tensión.

nivel de aislamiento frente de onda 5.10.1.3

El frente de la onda de los niveles de aislamiento y pruebas, cuando se desee, deberá especi fi car; de otro modo, soportar no se requiere capacidad de aislamiento.

5.10.1.4 estrella-terminal de la línea de bobinado

Cada terminal de línea en estrella de cuerda deberá especi fi carse como aptos o no aptos para el funcionamiento sin conexión a tierra neutra.

5.10.1.5 Los bobinados que no tienen terminales sacado

Bobinados que no tienen terminales sacado deberán ser capaces de soportar las tensiones resultantes de las diferentes pruebas que se pueden aplicar a otros terminales correspondientes a sus respectivos BIL.

5.10.2 terminales neutros

5.10.2.1 conexión Wye con el extremo neutro accesible externa al tanque

Un devanado del transformador diseñado para la conexión en estrella única y con el extremo neutro accesible exterior del tanque que se le asigna un nivel de prueba de baja frecuencia para el terminal neutro. Este nivel de prueba de baja frecuencia asignada puede ser inferior a la de la terminal de línea.

5.10.2.2 terminales neutros que están firmemente basadas

El nivel de prueba de baja frecuencia asignada para terminales neutros que están sólidamente conectado a tierra directamente oa través de un transformador de corriente no deberá ser menor que el especificado en la Columna 2 de la Tabla 8.

El nivel de prueba de baja frecuencia asignada para otros casos deberá coordinarse con las tensiones que pueden ocurrir entre el neutro y la tierra durante el funcionamiento normal o durante condiciones de falla, pero no deberá ser inferior a las especificadas en la columna 2 y columna 3 de la Tabla 8.

Cabe señalar que IEEE Std 32-1972 incluye información adicional sobre el aislamiento neutral, la aplicación, etc.

5.10.2.3 especí fi co BIL

Cuando se especi fi ca, terminales de neutro deberá estar diseñado para una especificación c BIL en lugar de un nivel de prueba de baja frecuencia.

5.10.2.4 Nivel de aislamiento del casquillo neutra

El nivel de aislamiento del extremo neutro del devanado puede diferir del nivel de aislamiento del buje neutro siendo suministrado o del casquillo que está prevista para la instalación futura se hace. En este caso, las pruebas dieléctricas en el neutro serán determinados por el que sea menor: el aislamiento del extremo neutro del devanado o el nivel de aislamiento del casquillo neutra se suministra con el transformador.

5.10.2.5 neutro no ha sacado del tanque

Los niveles de aislamiento no se asignarán donde el extremo neutral del devanado no se pone fuera del tanque a través de un casquillo. En tales casos, el extremo neutral del devanado se debe conectar directamente al tanque y el tanque debe estar conectado a tierra sólidamente.

5.10.3 Coordinación de los niveles de aislamiento

5.10.3.1 niveles BIL

El BIL elegido para cada terminal de línea deberá ser tal que el choque de rayo, el impulso de onda cortada, y cambio de los niveles de aislamiento de acción incluyen un margen adecuado por encima de los esfuerzos dieléctricos al que el terminal estará expuesto en el servicio real. Para obtener información sobre las características de descargador de sobretensión y aplicación, ver IEEE Std C62.1-1989 [B37], IEEE Std C62.2-1987 [B39], e IEEE Std C62.22-1997 [B41]. Debería

cabe señalar que se recomienda estar previsto que la protección contra sobretensiones, pararrayos para los devanados terciarios que tienen terminales llevados a cabo.

5.10.3.2 niveles BSL

Un impulso de transitorio de conmutación que ocurre en un terminal durante la prueba o en el servicio real será transferida a otros terminales de los devanados con una magnitud aproximadamente proporcional a la relación de espiras en cuestión. Esta interacción debe ser considerado en la evaluación de la aplicación del descargador de sobretensión, la evaluación de la magnitud esperada de sobretensiones, y el establecimiento de los niveles de aislamiento coordinadas.

5.10.3.3 consideraciones de puesta a tierra

Es necesario verificar la capacidad de un transformador para soportar sobretensiones temporales en los terminales sin falla durante los fallos simples o dobles de línea a tierra. En la mayoría de los casos, la prueba de baja frecuencia se utiliza para proporcionar esta veri fi cación. Los niveles de prueba de baja frecuencia aplicables se muestran en la columna 6 de la Tabla 5 o Columna 7 de la Tabla 6. Un margen adecuado se proporciona cuando la baja frecuencia coe fi ciente de ensayo de la Tabla 9 es aproximadamente 1,5 veces el coeficiente de puesta a tierra. El coeficiente de puesta a tierra se define en la norma IEEE Std C62.1-1989 [B38], salvo que, en este caso, una fracción decimal debe ser utilizado en lugar de un porcentaje; por ejemplo, 0,8 en lugar de 80%. Se debe tener precaución para asegurar que el coeficiente de puesta a tierra se ha determinado con precisión y se puede mantener, especialmente en el caso de las reducciones máximas BIL en los bobinados del delta, tales como 650 kV BIL a 230 kV o 350 kV BIL a 115 kV. Se debe considerar que tales posibilidades

como retroalimentación para determinar si el coeficiente de puesta a tierra se puede mantener. Backfeed implicaría la energización del lado de baja del transformador junto con la limpieza en la parte alta de modo que el fallo permanece en una fase y se pierde la conexión a tierra del sistema. En estas condiciones, un cambio completo neutra podría resultar en la alta tensión de devanado del triángulo.

En el caso de devanados en estrella para los transformadores de Clase II, los niveles de prueba de baja frecuencia y baja frecuencia coeficientes prueba fi en la Tabla 9 no son aplicables a menos que el bobinado ha sido fi cado que sea adecuado para su aplicación en sistemas sin conexión a tierra. Sin embargo, cuando el neutro está conectado a tierra sólidamente al tanque, no debería haber ningún problema porque el fin neutro del devanado no puedan desplazarse con respecto al depósito, y no debe haber ningún aumento signi fi cativo en la línea de terminales a tierra (tanque) tensión durante los fallos simples o dobles de línea a tierra, siempre y cuando se emplean prácticas generales de conexión a tierra adecuada del sistema.

Tabla 9-baja frecuencia coeficientes prueba de fi

voltaje nominal del sistema (kV) rayo nivel de aislamiento impulso básico (BIL) (kV cresta)

nivel de prueba de baja frecuencia (kV rms)

De baja frecuencia coe fi ciente prueba

Columna 1 Columna 2 Columna 3 Columna 4

46 200 70 1.449

250 95 1,697

69 250 95 1.310

350 140 1.931

115 350 140 1.157

450 185 1.529

550 230 1.901

138 450 185 1.276

550 230 1.586

650 275 1.897

161 550 230 1.361

650 275 1.627

750 325 1.923

230 650 275 1.136

750 325 1.343

825 360 1.488

900 395 1.632

345 900 395 1.091

1050 460 1.271

1175 520 1.436

NOTAS

1-La aplicación de esta tabla se cubre en 5.10.3.3. En particular, la precaución con respecto a la aplicación de las reducciones máximas BIL debe ser considerado.

2-La baja frecuencia coe fi ciente prueba es la relación entre el nivel de prueba de baja frecuencia y el voltaje máximo tem de línea a línea de ma.

Para devanados en estrella en la que el cuadro 9 no se aplica y en el que los dispositivos de puesta a tierra neutros que están involucrados significativamente afecta al coeficiente de conexión a tierra del transformador, ensayos suplentes se especi fi carse para proporcionar la veri fi cación necesaria.

5.10.4 pruebas de tensión de baja frecuencia en los terminales de línea para transformadores de distribución y transformadores de potencia de clase I

5.10.4.1 general

Los requisitos de la prueba de baja frecuencia para la distribución y transformadores de potencia Clase I deberán llevarse a cabo mediante la utilización de las pruebas de tensión aplicada y la tensión inducida o combinaciones de los mismos.

5.10.4.2 Requisitos

Los requisitos de la prueba de baja frecuencia son los siguientes:

a) un voltaje a tierra (no necesariamente a neutro) se desarrolló en cada terminal de acuerdo con la columna 6 de la Tabla 5. Para devanados sin clasificar, esta tensión se mantiene durante todo el enrollamiento.

b) Se desarrollará un voltaje de fase a fase entre terminales de línea de cada devanado trifásico, de acuerdo con la columna 6 de la Tabla 5 o Columna 2 de la Tabla 7, en su caso.

c) Dos veces la tensión nominal de la vuelta a su vez se desarrolla en cada devanado.

5.10.4.2 en los terminales de línea del devanado con la relación más baja de la tensión de prueba de giros mínimo, los niveles de ensayo de otro modo se puede reducir de manera que ninguno de los tres niveles de prueba requeridas en 5.10.4.2 tiene que ser superado para satisfacer los requisitos de la otros dos, o para que ningún bobinado necesitan ser analizados por encima de su nivel especi fi cado para cumplir con los requisitos de la prueba de otro arrollamiento.

b) Para los devanados del triángulo, la tensión a tierra desarrollada en cada terminal debe estar de acuerdo con la Tabla 5 para el BIL especi fi cado; sin embargo, la tensión en el bobinado se puede reducir a 87% de la tensión desarrollada en los terminales.

5.10.5 pruebas de tensión de baja frecuencia en los terminales de línea para la clase II transformadores de potencia

5.10.5.1 prueba de voltaje inducido

Con el transformador conectado y excitado, ya que será en el servicio, una prueba de tensión inducida deberá ser realizadas como se indica en la Figura 2, a niveles de tensión indicadas en la columna 5 y la columna 6 de la Tabla 6.

Figura 2 inducida por la prueba de tensión para el transformador de clase II

5.10.5.2 prueba de tensión aplicada

Los terminales de línea de devanados del triángulo y todos los terminales de los devanados en estrella para su aplicación en sistemas sin conexión a tierra recibirán una prueba de tensión aplicada en los niveles indicados en la columna 7 de la Tabla 6.

5.10.6 Ensayo de tensión de baja frecuencia en los terminales neutros para todos los transformadores

Cada terminal neutro recibirá una prueba de tensión aplicada en su nivel de aislamiento de baja frecuencia asignada.

5.10.7 pruebas de impulso

5.10.7.1 pruebas de choque de rayo

La prueba de choque de rayo incluirá, de onda picado, y las pruebas de onda completa para la Clase II transformadores de potencia de onda completa reducido. pruebas de choque de rayo no puede estar en bobinados que no tienen terminales traído a cabo a través del tanque o la cubierta. Cuando se requieren pruebas de choque de rayo en los terminales de línea, los terminales neutrales clasificado 200 kV BIL y se someterán a ensayo de choque de rayo. pruebas de choque de rayo no son necesarios en los terminales sacó de arrollamientos enterrados en los siguientes casos:

a) Cuando un solo terminal se lleva a cabo con el propósito de conectar a tierra el bobinado enterrada

b) Cuando dos terminales son llevados a cabo de manera que la conexión en triángulo se puede abrir con el fin de poner a prueba los enterrados bobinado

c) Cuando las conexiones temporales a terminales de un enterrado devanado se llevan a cabo sólo con el propósito de las pruebas de fábrica

5.10.7.2 Cambio de pruebas de impulso

Cuando sea necesario, el cambio de los ensayos de impulso se llevará a cabo. Cambio de pruebas de impulso en la alta tensión terminales de línea pueden overtest u otros terminales de línea undertest dependiendo de los niveles de BSL relativos, las relaciones de transformación entre los devanados, y las conexiones de prueba. Independientemente de este hecho, las pruebas de los terminales de alta tensión serán determinantes, y una prueba de impulso de conmutación en el nivel especificado en la Tabla 6 se aplicarán a los terminales de alta tensión.

El aislamiento contra sobretensiones de conmutación del resto de los bobinados será capaz de soportar las tensiones resultantes de la aplicación de la conmutación requerido nivel de impulso a la terminal de alta tensión a pesar de que este tipo de voltajes en los otros devanados pueden exceder su BSL designado, en su caso, en la tabla 6.

Cuando la aplicación del impulso de conmutación de los resultados de terminales de alta tensión en una tensión en otro arrollamiento menor que el requisito BSL para ese arrollamiento en la Tabla 6, ninguna prueba adicional es necesaria para demostrar el aislamiento de conmutación de sobretensión no disruptiva.

5.11 altura de carga y condiciones de temperatura

5.11.1 Los límites de aumento de temperatura observable

5.11.1.1 Winding aumentos de temperatura

El aumento medio de la temperatura de bobinado por encima de la temperatura ambiente no será superior a 65 ° C en kVA nominal cuando se ensaya de acuerdo con C57.12.90-1999 usando la combinación particular de conexiones y derivaciones que dan el promedio más alto de bobinado aumento de la temperatura. Esto implicará generalmente esas conexiones y derivaciones RESULTEN en las mayores pérdidas.

La máxima (punto más caliente) bobinado aumento de la temperatura por encima de la temperatura ambiente no será superior a 80 ° C en la clasificación kVA para la combinación particular de conexiones y derivaciones que dan el máximo más alto (punto hottest-) aumento de la temperatura de bobinado. Esto implicará generalmente esas conexiones y derivaciones resultantes de las mayores pérdidas. La máxima (punto más caliente) bobinado aumento de temperatura superior a la ambiente se determinará mediante una de las siguientes condiciones:

a) medición directa durante una prueba térmica según la norma IEEE Std C57.12.90-1999. Un número suficiente de sensores de lectura directa se debe utilizar en los lugares previstos del aumento de temperatura máximo según lo indicado por la prueba previa o de pérdida y de transferencia de calor cálculos.

b) La medición directa de un transformador de diseño exacto duplicado por cada una).

c) Los cálculos de las temperaturas a lo largo de cada devanado activa y todas las derivaciones. El método de cálculo se basa en la pérdida y de transferencia de calor principios fundamentales y justificarse mediante pruebas en transformadores de producción o de prototipos o arrollamientos.

La máxima (punto más caliente) bobinado aumento de la temperatura por encima de la temperatura ambiente se incluirá en el informe de la prueba con los otros datos de elevación de temperatura. Una nota indicará cuál de los métodos anteriores se utilizó para determinar el valor.

5.11.1.2 Otras subidas sinuosas

Otros aumentos de bobinado pueden ser reconocidos por las condiciones ambientales inusuales o para aplicaciones especiales. Estos son especificados en las aplicaciones adecuadas o en ciertos criterios de producto.

5.11.1.3 Se levanta de piezas metálicas distintas bobinados

partes metálicas en contacto con el aislamiento del conductor que conduce corriente no deberán alcanzar un aumento de temperatura en exceso de la subida de la temperatura del punto más caliente de bobinado.

Las partes metálicas que no sean los descritos anteriormente no podrán alcanzar aumentos de temperatura excesivos a carga nominal máxima.

5.11.1.4 subida de temperatura del líquido

El aumento de la temperatura del líquido aislante no será superior a 65 ° C cuando se mide cerca de la parte superior del tanque principal.

5.11.2 Condiciones en las que se aplican los límites de aumento de temperatura

Los límites de temperatura, no podrán sobrepasarse cuando el transformador está funcionando en la conexión que va a producir el aumento de la temperatura de bobinado más alto por encima de la temperatura ambiente y es la entrega

a) Potencia nominal kVA a la tensión nominal del secundario cuando no hay grifos.

b) Potencia nominal kVA a la tensión nominal del secundario para esa conexión cuando se trata de una conexión nominal kVA grifo.

c) A la tensión nominal secundaria de esa conexión, la salida kVA que corresponde a la corriente nominal del grifo cuando la conexión es una conexión kVA del grifo reducida.

d) Una combinación fi cado de kVA da salida a los factores de poder especí fi cos (para cada devanado) de múltiples transformadores sinuosas.

e) Potencia nominal kVA a V / Hz nominal.

Cabe señalar que, tal como se utiliza aquí, el término tensión nominal secundaria o corriente nominal significa el valor asignado por el fabricante y se muestra en la placa.

5.12 Placas

5.12.1 general

Una placa de metal duradero será fi jado af para cada transformador por el fabricante. A menos que de otro modo espec- i fi cado, deberá ser de un material resistente a la corrosión. Deberá llevar la calificación y otros datos operativos esenciales en lo que se especifica en 5.12.2. Cabe señalar que aunque esta norma reconoce la posibilidad de utilizar unidades del SI como una alternativa al sistema de unidades utilizado en el pasado, no se pretende que tanto aparecen en la ci fi c placa de identificación espe-.

5.12.2 información de la placa

A menos que se especifique otra cosa, la información mínima que se muestra en la placa será que especi fi can en la Tabla 10 y sus notas correspondientes, y deberá estar de acuerdo con las siguientes categorías:

a) Placa de identificación A se aplicará en los transformadores de 500 kVA nominal o por debajo con un nivel de alta tensión de impulso básico de aislamiento (BIL) inferior a 150 kV.

b) Placa de identificación B se aplicará en transformadores de más de 500 kVA o por debajo, que no están cubiertos anteriormente.

c) Placa de identificación C deberá ser utilizado en transformadores de más de 500 kVA.

Tabla 10 placas de identificación Información

Placa de características Una placa de identificación de la placa de identificación B C

Número de serie (1) un número de serie (1) Número de serie (1)

Mes / año de fabricación Mes / año de fabricación Mes / año de fabricación

Clase (ONAN, ONAF, etc.) (2) Clase (ONAN, ONAF, etc.) (2) Clase (ONAN, ONAF, etc.) (2)

Número de fases Número de fases Número de fases

Frecuencia Frecuencia Frecuencia

kVA (1) (2) capacidad de kVA (1) (2) kVA (o MVA) Valoración (1) (2)

Las tensiones nominales (1) (3) Las tensiones nominales (l) (3) Las tensiones nominales (1) (3)

voltajes de tomas (4) Tensiones de tomas (4) Tensiones de tomas (4)

El aumento de temperatura, aumento de la temperatura C, la subida de temperatura C, C

Polaridad (transformadores monofásicos) de polaridad (transformadores monofásicos) de polaridad (transformadores monofásicos)

diagrama vectorial (transformadores polifásicos) diagrama vectorial (transformadores polifásicos) diagrama vectorial (transformadores polifásicos)

impedancia por ciento (5) por ciento de impedancia (5) por ciento de impedancia (5)

la masa total aproximada en kg (libras) (7) niveles de aislamiento de choque de rayo Básico (BIL) (6) niveles de aislamiento de choque de rayo Básico (BIL) (6)

Diagrama de conexión (9) masas aproximadas en kg (libras) (8) masas aproximadas en kg (libras) (8)

Nombre del fabricante diagrama de conexión (9) Diagrama de conexión (9)

Instrucciones de instalación y funcionamiento de referencia Nombre del fabricante Nombre del fabricante

Referencia del transformador de palabra o de instalación autotransformador e instrucciones de funcionamiento de referencia Instrucciones de instalación y funcionamiento

Tipo de líquido (nombre genérico preferido) (12) La palabra transformador de aislamiento o autotransformador La palabra transformador o autotransformador

Tabla de información de 10 Placa de identificación (continuación)

Placa de características Una placa de identificación de la placa de identificación B C

Número de serie (1) un número de serie (1) Número de serie (1)

Material del conductor (de cada devanado) Tipo de líquido (nombre genérico preferido) (12) aislante idoneidad operación Step-up (10)

Material del conductor (de cada devanado) del tanque, la presión, y los datos de líquidos (11)

Tipo de líquido (nombre genérico preferido) aislante (12)

Material del conductor (de cada devanado)

aNumbers entre paréntesis se refieren a las siguientes notas.

NOTAS

1-Las letras y números que muestran kVA, número de serie y valores de voltaje deberán tener una altura mínima de 3,97 mm (0,156 pulg.) Si se marcará de la misma. La altura de las otras letras y números será opcional con el fabricante.

2-Cuando la clase del transformador implica más de una kVA (o MVA), se consignarán todas las clasificaciones. Cualquier devanado, tal como un devanado terciario, que tiene una clasificación diferente tendrá su kVA (o MVA) adecuadamente descrito. Cuando el transformador tiene más de un grado de la temperatura, la calificación adicional se muestra en la placa. Deberá indicarse la provisión para el futuro equipo de refrigeración forzada.

3-Las capacidades de tensión de un transformador o autotransformador serán designados por la tensión nominal de cada devanado separados por un guión (-) o tensiones pueden estar listados en las tablas. Las capacidades de tensión de bobinado serán designados según se especifica en la Tabla 11 (a) y 11 (b).

Cuando el transformador es adecuado para la conexión en Y, la placa de identificación deberá estar marcada excepción de que, en un transformador monofásico de dos devanados que está aislado para la conexión Y en ambos devanados, la placa de identificación deberá mostrar la tensión Y en el alto lado de la tensión sólo para los transformadores que tienen calificaciones de alta tensión superior a 600 V.

4-Los voltajes de derivación de un arrollamiento serán designados por indicación del voltaje de bobinado de cada grifo, separados por una barra oblicua (/), o se enumerarán en forma de tabla. La tensión nominal de cada toma se muestra en voltios, excepto que para los transformadores de más de 500 kVA y más pequeños con grifos en uniformes 2,5% o 5% pasos, que se puede mostrar como porcentajes de la tensión nominal.

Los grifos deberán estar identificado en la placa del transformador por medio de las letras en la secuencia o números arábigos. El número "1" o la letra "A", se asignará a la clasificación de voltaje que proporciona la máxima relación de transformación con cambiadores de tomas para un funcionamiento sin corriente.

Tenga en cuenta que la relación de transformación se define como los voltios de alto voltaje dividido por voltios de baja tensión.

La posición neutra (la posición en la que el circuito de LTC no tiene efecto sobre la tensión de salida) será designado por la letra "N" para cambiadores de tomas en carga. Las posiciones de rango de aumento serán designados por los mismos números en orden ascendente, lo que corresponde al aumento de la tensión de salida, seguido por la su fi x "R", como 1R, 2R, etc. Las posiciones de rango inferior serán designados por los mismos números en orden ascendente, que corresponde a la disminución de la tensión de salida, seguido de la "L", su fi x tales como 1L, 2L, etc. (esto se aplica a la relación entre dos devanados de un transformador solamente, tales como los devanados H y X). En el caso de los requisitos del sistema, tales como la inversión de flujo de potencia, regulación de la tensión de entrada (LTC en el bobinado primario), o cualquier condición inusual, placas de identificación tendrá designaciones sube-baja como fi especificados por el usuario. Esto se aplica sólo a transformadores de dos devanados.

Las corrientes nominales de todos los bobinados en la calificación más alta kVA y en todas las conexiones de derivación se muestran para transformadores de más de 501 kVA y más grandes.

Cualquier grifos reducidos de capacidad deberán ser identificado.

5-El porcentaje de impedancia se dará entre cada par de arrollamientos y será el valor de la prueba de transformadores de más de 501 kVA y más grande. La conexión de la tensión se

indicará a continuación de cada impedancia por ciento y, cuando el transformador tiene más de un kVA, se le dará la base kVA.

6-onda completa en kV BIL de terminales de línea se designará como en el siguiente ejemplo: bobinado de alta tensión 450 BIL

neutro del devanado 110 BIL de alto voltaje

neutro del devanado buje 95 BIL BIL devanado 95 de baja tensión de alto voltaje

7-Para transformadores de abajo de una sola fase de 37,5 kVA o por debajo de 30 kVA polifásico, el peso puede omitirse de la placa de identificación. datos suplementarios estarán disponibles que muestran el volumen de aceite requerido y el peso aproximado del transformador de valoraciones que son más pequeños que aquellos para los que se muestran los datos en la placa.

8-Los pesos aproximados se muestran a continuación:

a) núcleo y las bobinas

b) Ajus tes de tanques y fi

c) Líquido

d) El peso total

e) el peso Untanking (pieza más pesada)

9-Todas las terminaciones de bobinado estarán sometidas identificado en la placa o en el diagrama de conexión. Una vista en planta esquemática se incluirá, lo que indica la orientación preferentemente mediante la localización de un accesorio fijo, como el mango sin corriente del cambiador de tomas, el cambiador de tomas en carga, instrumentos u otros elementos destacados. Todos los puntos de terminación o de conexión deberán ser marcados de manera permanente a un acuerdo con el esquema de identificación. En general, la vista esquemática debe estar dispuesto para mostrar el lado de baja tensión en la parte inferior y el terminal de alta tensión H, en la parte superior izquierda. (Esta disposición puede ser modi fi cado en casos particulares, como multiwinding transformadores que están equipadas con ubicaciones de los terminales que no se ajustan a la disposición sugerida.)

Indicación de los transformadores de potencial, dispositivos posibles, transformadores de corriente, dispositivos de bobinado de temperatura, etc., cuando se usa, se indicará.

La polaridad y la ubicación identi fi cación de los transformadores de corriente se muestra cuando se utiliza para la medición, la transmisión o la compensación de caída de línea. La polaridad no tiene por qué ser mostrado cuando se usan transformadores de corriente para el bobinado de equipos de control de temperatura o enfriamiento.

Todos los conductores y terminales internos que no están conectados de forma permanente serán designados o marcados con números o tros let- de una manera que sea fácil hacer referencia conveniente y obviará la confusión con terminales de polaridad y marcas.

Donde se muestra el desarrollo de vueltas, el símbolo de vieira se utilizará de conformidad con la norma IEEE Std 315 hasta 1975 y IEEE Std 315A-1986.

10-Cuando el transformador es adecuado para el funcionamiento de step-up, por lo que la placa de identificación deberá hacerse constar.

Se proveerán 11-El siguiente tanque, la presión y líquidos de datos para los transformadores de más de 500 kVA:

a) las presiones máximas de operación de sistema de conservación líquido kPa (lbf / in2) positivo y kPa (lbf / in2) negativo.

b) El tanque diseñado para kPa (lbf / in2) fi vacío llenado.

c) Nivel de líquido por debajo de la superficie superior del punto más alto de la más alta boca de inspección brida a 25 ° C mm (in). nivel de líquido cambia mm (pulgadas) por 10 ° C cambio en la temperatura del líquido. (Esto sólo se aplica a los transformadores que tienen un colchón de gas por encima del líquido en el transformador.) El volumen de líquido aislante, en metros cúbicos (galones), y el tipo se muestra para el tanque principal y para cada fi liquidez llenó compartimento.

Se sugiere que cuando se utilizan las unidades del SI, que litros ser utilizados para volúmenes inferiores a 1000 litros, metros cúbicos y para volúmenes grandes y 1000 litros.

12 La placa de identificación deberá tener la siguiente nota:

"No contiene niveles detectables de PCB (menos de 2 ppm) en el momento de la fabricación."

5.12.3 Representación esquemática.

Los devanados estará representado como se muestra en la Tabla 11 (a) y la Tabla 11 (b).

Tabla 11 (a) -Designation de valores de voltaje de los devanados monofásicos (representación esquemática)

Identi fi cación

marcando diagrama de bobinado típica placa de identificación de Nomenclatura

guía de uso condensada

(1) (a) E 34 500

E indicará un devanado de voltios E que es adecuado para conexión en un sistema de E voltios.

(1) (b) E / e1y 2400 / 4160Y

E / e1y indicará un devanado de voltios E que es adecuado para conexión en un sistema de E voltios o para la conexión Y en un sistema de voltios E1.

(1) (c) E / 39 E1GrdY 840/69 000GrdY

E / E1GrdY indicará un aislamiento del devanado de E voltios habiendo reducido que es adecuado para conexión en un sistema de E voltios o conexión en Y en un sistema de voltios E1, transformador, de neutro a tierra.

(1) (d) E1 aterrizados / E 12 470GrdY / 7200

E1 aterrizados / E indicará un devanado de voltios E con aislamiento reducida al final neutro. El extremo neutral puede estar conectado directamente al depósito para Y o para la operación de una sola fase en un sistema de voltios E1, siempre que el extremo neutral de está efectivamente conectado a tierra del devanado.

(1) (e) E / 2E 120/240, 240/480

E / 2E indicará un devanado, las secciones de las cuales se pueden conectar en paralelo para la operación en voltios E, o que se pueden conectar en serie para el funcionamiento a 2E voltios, o conectados en serie con un terminal central para tres operación alambre en 2E voltios entre los terminales extremos y voltios e entre el terminal central y cada uno de los terminales extremos.

Tabla 11 (a) -Designation de valores de voltaje de los devanados monofásicos (representación esquemática) (continuación)

Identi fi cación

marcando diagrama de bobinado típica placa de identificación de Nomenclatura

guía de uso condensada

(1) (f) 2E / E 240/120

2E / E indicará un devanado de 2E voltios, kilovoltamperes completos de dos cables entre los terminales extremos, o para 2E / E voltios servicio de tres líneas con kVA sólo están disponibles, desde el punto medio de cada terminal extrema.

(1) (g) V • V1 240 480

2400 / 4160Y

4800 / 8320Y V • V1 indicará un bobinado para el funcionamiento en paralelo o en serie única, pero no es adecuado para niños de tres agencia de noticias.

NOTA

1-E es el voltaje de línea a neutro de una Y bobinado, o el voltaje de línea a línea de una bobinado.

2-E1 es 3 E

3-adicionales subíndices, H, X e Y (cuando se utiliza) identificar de alta tensión, baja tensión, y los devanados terciaria tensión.

Tabla 11 (b) -Designation de valores de voltaje de los devanados trifásicos (representación esquemática)

Identi fi cación

Placa de identificación marcado Nomenclatura

diagrama de bobinado típica

guía de uso condensada

(2) (a) E 2400

E indicará un arrollamiento que está permanentemente conectado para el funcionamiento de un sistema de E voltios.

(2) (b) 4160Y e1y

E1y indicará un arrollamiento que está permanentemente conectado Y sin neutro llevado a cabo (aislado) para el funcionamiento de un sistema de voltios E1.

Tabla 11 (b) -Designation de valores de voltaje de los devanados trifásicos (representación esquemática) (continuación)

Identi fi cación

Placa de identificación marcado Nomenclatura

diagrama de bobinado típica

guía de uso condensada

(2) (c) e1y / E 4160Y / 2400

E1y / E indicará un arrollamiento que está permanentemente conectada Y con un aislamiento completo neutra llevado a cabo para la operación de un sistema de voltios E1, con voltios E disponible en línea a neutro.

(2) (d) E / e1y 2400 / 4160Y

E / e1y indicará un devanado que puede ser conectado para el funcionamiento de un sistema de E voltios, o puede ser conectado Y sin neutro llevado a cabo (aislado) para el funcionamiento de un sistema de voltios E1.

(2) (e) E / e1y / E 2400 / 4160Y /

2400

E / e1y / E indicarán un arrollamiento que pueden ser conectados para el funcionamiento de un sistema de E voltios o puede ser conectado Y con un aislamiento completo neutra llevado a cabo para la operación de un sistema de voltios voltios E1 con E disponible en línea a neutro.

(2) (f) E1GrdY / E 60 000GrdY /

39 840

E1GrdY / E indicará un devanado con aislamiento reducida y permanentemente conectada Y, con un neutro sacado y puesto a tierra de manera efectiva para el funcionamiento de un sistema de voltios voltios E1 con E disponible en línea a neutro.

(2) (g) E / E1GrdY / E 39 840 /

69 000GrdY /

39 840

E / E1GrdY / E indicará un aislamiento del devanado, después de haber reducido, que puede ser

conectado para funcionamiento en un sistema de E voltios o puede ser conectado Y con un neutro llevado a cabo y la tierra de manera efectiva para el funcionamiento de un sistema de voltios voltios E1 con E disponible en línea a neutro.

Tabla 11 (b) -Designation de valores de voltaje de los devanados trifásicos (representación esquemática) (continuación)

Identi fi cación

Placa de identificación marcado Nomenclatura

diagrama de bobinado típica

guía de uso condensada

(2) (h) 7200

14 400

V • V1 indicará un arrollamiento, las secciones de

que pueden ser conectados en paralelo para obtener uno de los valores de voltaje (tal como se define en una-g) de V, o

V 4160Y • V1 / 2400

12 470Y /

7200

puede estar conectado en

serie para obtener una de las

capacidades de voltaje (tal como se define

en un-g) de V1. Winding están

permanentemente o Y

conectado.

6. Construcción

6.1 bujes

Transformadores deberán estar equipados con bujes con un nivel de aislamiento no inferior a la del devanado terminal al que están conectados, a menos que se especifique lo contrario fi cado.

Bujes para su uso en transformadores deberán tener un nivel de impulso y de aislamiento de baja frecuencia que se enumeran en la Tabla 12 y IEEE Std C57.19.01-1991.

Los transformadores que utilizan casquillos que tienen dimensiones en conformidad con la norma IEEE Std C57.19.01-1991 se han casquillo agujeros de montaje que sean adecuados para acomodar las dimensiones máximas de p para los bujes, como se muestra en las tablas correspondientes.

6.2 accesorios para transformadores

información especí fi ca sobre los accesorios está contenido en las normas que se aplican a determinados tipos de transformadores.

6.3 bujes de transformadores de corriente

Casquillo de transformadores de corriente utilizados con casquillos con dimensiones según la norma IEEE Std C57.19.01-1991 deberá tener un diámetro interior que es adecuado para acomodar las dimensiones máximas D para los bujes, como se muestra en las tablas correspondientes.

Tabla 12-eléctricas características de aislamiento de los bujes del transformador (sólo se aplica a los bujes 34,5 kV e inferiores a los mencionados en la norma IEEE Std C57.19.01-1991

casquillo al aire libre de interior bushingsa

transformersb transformerb de distribución de energía

60 Hz

resistir a

Impulso seca onda completa

soportada al (kV) 60 Hz

soportar onda completa soporte con- seca Impulso (kV)

60 Hz

soportada al impulso de 1 min seca seca onda completa soportada al (kV)

tensión del sistema

La distancia mínima de fuga

1

min seca

10 s húmeda

1

min seca

10 s húmeda

(KV) c

(Mm)

(en)

(KV)

(KV) (1,2 /

50 s)

(KV)

(KV) (1,2 /

50 s)

(KV) (1,2 /

50 s)

1,2 - - - - - 10 6 30 - -

2,5 - - 21 20 60 15 13 45 20 45

5,0 - - 27 24 75 21 20 60 24 60

8,7 - - - - - 27 24 75 30 75

8,7 178 7 35 30 95 - - - - -

15,0 - - - - - 35 30 95 50d 110d

18,0 - - - - - 42 36 125 - -

25,0 - - - - - - - - 60 150

34,5 - - - - - - - - 80 200

bujes aIndoor son aquellos destinados a ser utilizados en los transformadores de interior. valores de las pruebas de casquillo interior no se aplican a Bush-Ings utilizados principalmente para la protección mecánica de los conductores del cable con aislamiento. valores de prueba húmedas no están asignados a los casquillos interiores.

transformadores bPower indican transformadores de más de 500 kVA y distribución de transformadores indican nominal del transformador de 500 kVA y por debajo.

los valores de voltaje nominal del sistema cLas dadas anteriormente se utilizan simplemente como los números de referencia y no implican necesariamente una relación de tensiones de funcionamiento específicas.

dSmall transformadores de interior pueden ser suministrados con casquillo para una prueba de resistencia en seco de 38 kV y una prueba de impulso de 95 kV.

6.4 pozos Termómetro

A menos que se especifique otra cosa en la norma aplicable al tipo particular de transformador, dimensiones para pozos termómetro serán los que se muestran en la Figura 3.

Figura 3-Dimensiones del termómetro así

El termómetro también se colocará de tal manera que es al menos 25,4 mm (1 pulgada) por debajo del nivel del líquido a la temperatura mínima de funcionamiento (ya sea de -20 ° C, o según se especifica por el usuario).

6.5 requisitos de presión del tanque

6.5.1 máxima bajo condiciones nominales

La presión del tanque en condiciones nominales de los transformadores sellados no excederá de dos atmósferas (203 kPa,

14.74 psig) de presión absoluta menos que se cumplan los requisitos de las secciones aplicables de ASME para calderas y código de recipientes a presión (BPV).

6.5.2 Límites y pruebas

límites de presión fi cas y las pruebas se incluyen en las normas que se aplican a determinados tipos de transformadores.

6.6 Sistema de aislamiento Liquid

6.6.1 líquidos aislantes

Transformadores deberán ser llenada con un líquido aislante adecuado, tal como

a) El aceite mineral. Nueva aceite mineral, no utilizado deberá cumplir los requisitos de la norma ASTM D3487-1988.

NOTA-IEEE Std C57.106-1991 [B29] proporciona información relativa a la aceptación y mantenimiento de aceite mineral, incluyendo criterios de distribución de pruebas dieléctricas de acuerdo con la aplicación de aceite, la edad y método de ensayo.

b) Menos de hidrocarburo inflamable fl uido. Nuevo, sin usar menos inflamable hidrocarburo fluidas deberá cumplir los requisitos de la norma ASTM D5222-92.

NOTA-IEEE C57.121-1998 proporciona información relativa a la aceptación y mantenimiento de menos- fl am- mable fluidas en los transformadores.

c) Silicona fl uido. Nuevo, sin uso de silicona fl uido deberá cumplir los requisitos de la norma ASTM D2225-92.

NOTA-IEEE Std C57.111-1989 [B42] proporciona información relativa a la aceptación y mantenimiento de silicona aislante líquido en transformadores.

Hay otros fluidos aislantes que pueden ser adecuadas y que están disponibles comercialmente. En el momento de este nivel de revisión que no tienen ASTM especi fi caciones ni guías IEEE para su uso en transformadores.

6.6.2 aislante líquido de preservación

Transformadores deberán estar equipados con un sistema de conservación de líquido aislante, tal como

a) tanque sellado

b) sellado de gas-oil

c) Conservador

d) Conservador / diafragma

Cabe señalar que se describen los distintos sistemas de preservación de líquido aislante (aceite) y se define en IEEE Std C57.12.80-1978.

sistema de presión de gas inerte 6.6.3 Nitrógeno

El nitrógeno para su uso con transformadores de gas inerte protegido debe estar de acuerdo con la norma ASTM D1933-1997, Tipo III.

El nitrógeno se suministra en 5,66 m3 (200 pies3) cilindros equipados con conexión Nº 580 de ANSI / CGA-V-1-1994. La presión de un llenado será de 15,2 MPa (2200 lbf / in2) a 21.1 ° C (70 ° F).

6.7 Puesta a tierra

6.7.1 transformador de puesta a tierra

instalaciones del transformador de puesta a tierra serán suministrados de acuerdo con las normas para determinados tipos de transformadores.

6.7.2 Puesta a tierra del núcleo

El núcleo del transformador deberá estar conectado a tierra con fines electrostáticas a la cuba del transformador.

6.8 autorizaciones externas mínimas entre las partes activas del transformador de diferentes fases del mismo voltaje

La Tabla 13 describe las distancias externas mínimas entre las partes activas del transformador de diferentes fases. En la creación de estos espacios libres, se reconoció que el buje termina formas de electrodos normalmente se han redondeado. También se supuso que las abrazaderas de conductores serían de forma adecuada para que no reducirían el fortalezas de soportar, y la disposición de los conductores entrantes no reducirían las distancias eficaces proporcionados por el buje del transformador. En otras palabras, se establecieron los espacios libres basado en campos electrostáticos que no son inusualmente divergente.

Donde adecuada, la experiencia previa ha indicado que espacios libres más pequeños son aceptables, las holguras pequeñas pueden ser aplicados. condiciones de ensayo dieléctrico de fábrica pueden requerir permisos mayores que las de fi ne aquí.

Los espacios libres indicados para 345 kV y 500 kV tensiones nominales del sistema se basa en una fase a fase de máxima tensión de conmutación de impulso igual a 3,8 veces la unidad de línea a tierra de tensión de pico máxima para cada tensión nominal del sistema dirigido. El valor unitario de 3,8 se basa en el uso de resistencias de cierre en el interruptor de circuito. La conmutación de bancos de condensadores en derivación EHV podría dar lugar a tensiones superiores a 4.2 por unidad de pico de tensión de línea a tierra y podría requerir un mayor espaciamiento de los indicados en la Tabla 13.

La aplicación de los pararrayos de óxidos metálicos conectados en las proximidades de la línea de bujes EHV puede reducir las tensiones de impulso de fase a fase de cambio a un nivel inferior a 3,8 por unidad, permitiendo de este modo espacios libres más pequeñas que las que figuran en la Tabla 13. Para fase a -Fase voltajes distintos de 3,8 por unidad, véase la Nota 1 de la Tabla 13.

espacios libres exteriores mínimas deberán cumplir con la Tabla 13, excepto en que la clasificación adecuada de los esfuerzos locales puede permitir espacios más pequeños. Esta reducción en las autorizaciones debe estar en la base de un acuerdo entre el usuario y el fabricante.

Los valores de aclaramiento nominales indicados están sujetos a tolerancias de manufactura. Con el conservadurismo establecida en los espacios libres mencionados, las tolerancias de fabricación normales no deberían signi fi cativamente aumentar la probabilidad de un Ashover fl.

Tabla 13-mínimo autorizaciones externas entre las partes activas del transformador de diferentes fases del mismo voltaje

voltaje nominal del sistema

(KV)

kV Tensión máxima del sistema (de ANSI C84.1-1995, ANSI C92.2-1987

Distancia mínima entre las partes activas de las diferentes fases de espacio mínimo entre la parte superior de la caseta de aislante de casquillos de diferentes fases

Los transformadores de distribución Transformadores de fuerza Transformadores de potencia transformadores de distribución

(KV rms) mm (in) mm (in) mm (in) mm (in)

1.2

- 25,4 (1) 50,8 (2) 25,4 (1) 25,4 (1)

2.5

- 50,8 (2) 76,2 (3) 25,4 (1) 38,1 (1,5)

5.0

- 63,5 (2,5) 102 (4) 38,1 (1,5) 50,8 (2)

8.7

- 102 (4) 127 (5) 50,8 (2) 63,5 (2,5)

15

- 140 (5,5) 165 (6,5) 76,2 (3) 88,9 (3,5)

25

- 178a (7) 229 (9) 114 (4.5) 152 (6)

34.5

- 330a (13) 330 (13) 203 (8) 203 (8)

46 48,3 432 (17) 432 (17) 305 (12) 305 (12)

69 72,5 635 (25) 635 (25) 483 (19) 483 (19)

115 121,0 1041 (41) 914 (36)

138 145,0 1245 (49) 1118 (44)

161 169,0 1448 (57) 1321 (52)

230 242,0 1778 (70) 1651 (65)

autorizaciones externos Tabla 13-mínimas entre las partes activas del transformador de diferentes fases de la misma tensión (continuación)

voltaje nominal del sistema

(KV)

kV Tensión máxima del sistema (de ANSI C84.1-1995, ANSI C92.2-1987

Distancia mínima entre las partes activas de las diferentes fases de espacio mínimo entre la parte superior de la caseta de aislante de casquillos de diferentes fases

Los transformadores de distribución Transformadores de fuerza Transformadores de potencia transformadores de distribución

(KV rms) mm (in) mm (in) mm (in) mm (in)

345 362,0 2286b (90) 2159 (85)

500 550,0 4064b (160) 3937 (155)

765 800,0 c c

1100 1200.0 c c

aSe hay que señalar que la norma ANSI C57.12.22-1989 [B5] especifica un espacio de fase a fase de 165 mm (6,25 pulgadas) de 25 kV y 229 mm (9 pulgadas) de 34,5 kV de tensión nominal del sistema. Los espacios libres más pequeños son aceptables, puesto que los casquillos se encuentran siempre dentro de una caja metálica y no están sujetos a las mismas condiciones que se producen con bujes expuestos a los elementos.

bPara fase a fase de conmutación de tensiones de choque distintos de 3,8 por unidad, la siguiente fórmula puede ser usada para establecer la distancia mínima externa para el pico de conmutación de tensiones de choque kV entre 1000 y sólo 1.800 kV:

X = .121 (Y) - 45

dónde

X es la distancia mínima entre las partes activas de las diferentes fases (en)

Y es el voltaje de impulso de maniobra de fase en fase (kV pico) (aplicable solamente a partir de 1000 kV a 1800 kV) transformadores Cpower, a las tensiones del sistema nominal de 765 kV y 1100 kV, son fase suele única manera que las separaciones entre las partes activas de diferente fases no es un problema.

NOTAS

1-Los espacios externos indicados se refieren a los transformadores destinados a funcionar con una altura de 1000 m (3300 pies) o menos. Para operar a altitudes superiores a los 1000 m (3300 pies), los espacios libres exteriores se aumentarán para compensar la disminución de la tensión de cebado a razón de 1% (0.01) por cada 100 m (330 pies) de incremento de la altitud por encima de 1000 m (3300 pies).

2-Las autorizaciones anteriores son el mínimo necesario para asegurar un funcionamiento satisfactorio teniendo en cuenta sólo los efectos de la tensión eléctrica entre los casquillos.

7. Características de cortocircuito

7.1 Requisitos

7.1.1 general

transformadores llenada por líquido deberán estar diseñados y construidos para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos producidos por cortocircuitos externos en las condiciones especificadas en 7.1.3, 7.1.4, 7.1.5 y. Los cortocircuitos externos incluirán trifásica, línea a tierra de un solo, línea a tierra doble, y fallos en la línea a línea en cualquier un conjunto de terminales a la vez. serán considerados transformadores Multiwinding tener poder de fallo del sistema suministra a no más de dos juegos de terminales sin falla y sólo en los terminales más valoradas

del 35% de la kVA terminal de la más alta capacidad de bobinado. Para otras condiciones de falla, los requisitos deberán ser fi especificados por los responsables de la aplicación del transformador.

Se reconoce que la resistencia a los cortocircuitos capacidad puede verse afectado negativamente por los efectos acumulativos de repetir una sobrecarga mecánica y térmica, como los producidos por cortocircuitos y cargas superiores al valor de placa. Dado que los medios no están disponibles para monitorear y evaluar continuamente los efectos degradantes de ese derecho cuantitativamente, los ensayos de cortocircuito, cuando sea necesario, se deben realizar antes de la colocación del transformador (s) en el servicio.

La intención no es que cada transformador sea corto circuito a prueba para demostrar una construcción adecuados. Cuando se especi fi ca, los ensayos de cortocircuito se realizaron como se describe en la norma IEEE Std C57.12.90-1999.

7.1.2 Transformador categorías

Se reconocen cuatro categorías para la clasificación de los transformadores.

Categoría monofásico (kVA) de tres fases (kVA)

Ia 5-500 15-500

II 501-1667 501-5000

III 1668 10 000 5001 igual a 30 000

Por encima de 10 I 000 Por encima de 30 000

aCategory I incluirá los transformadores de distribución fabricadas de acuerdo con la norma ANSI C57.12.20-1997 [B3] a través de 500 kVA, monofásico o trifásico. Además, autotransformadores de 500 kVA equivalente de dos bobinado o menos, que se fabrican como transformadores de distribución, de acuerdo con la norma ANSI C57.12.20-1997 [B3], se incluirán en la categoría I, a pesar de que su placa de identificación kVA puede ser superior a 500.

NOTA-Todos los valores de kVA enumerados son mínimos placa de identificación kVA para los principales bobinados.

7.1.3 cortocircuito duración actual

7.1.3.1 general

Para los transformadores de distribución de Categoría I, la duración del cortocircuito se determinará por la fórmula

t 1250

= ------------

I 2

dónde

t es la duración (s)

I es la corriente de cortocircuito simétrica en múltiplos de corriente de base normal (véase 7.1.5.1)

Para la Categoría II, las unidades III y IV, la duración de la corriente de cortocircuito según se define en el punto 7.1.4 se limita a 2 s, a menos que se especifique lo contrario por parte del usuario.

Cuando se usa en circuitos que tienen características de reenganche, transformadores en todas las categorías deberán ser capaces de soportar los cortocircuitos sucesivas resultantes sin enfriamiento a temperaturas de funcionamiento normales

entre la aparición sucesiva del cortocircuito, siempre que la duración acumulada de cortocircuito no exceda la duración máxima permitida para los cortocircuitos individuales como se define en 7.1.3.1.

Para corrientes entre la corriente nominal y la corriente de cortocircuito máxima, la duración de tiempo permitido se debe obtener mediante la consulta con el fabricante.

IEEE Std C57.12.90-1999 define un procedimiento por el cual la capacidad mecánica de un transformador para soportar tensiones de cortocircuito puede ser demostrada. Los ensayos prescritos no están diseñados para verificar el comportamiento térmico. La conformidad con los requisitos térmicos de cortocircuito se hará por cálculo de acuerdo con 7.4.

7.1.3.2 Duración de los ensayos de cortocircuito

Cuando se llevan a cabo ensayos de cortocircuito, la duración de cada prueba será de 0,25 s excepto que una prueba de satisfacer el requisito de corriente simétrica se hará para una mayor duración de la Categoría I, II, III y transformadores. La duración del tiempo de prueba en cada caso, será el siguiente:

Categoría I:

t 1250

= ------------

I 2

dónde

t es la duración (s) Categoría II:

t es de 1,0 s Categoría III:

t es de 0,5 s

Para aplicaciones especiales en las duraciones más largas de fallas son comunes en servicio, pruebas especiales de larga duración deben ser especi fi cado en la compra. Al realizar pruebas consecutivas sin permitir tiempo para el bobinado de refrigeración, se debe tener cuidado para evitar exceder los límites de temperatura para transformadores bajo condiciones de cortocircuito, que son especificados en 7.3.5.

7.1.4 cortocircuito magnitud de la corriente

7.1.4.1 Categoría I

La corriente de cortocircuito simétrica se calculará mediante la impedancia del transformador única excepción de que las magnitudes de corrientes simétricas máximas no superarán los valores listados en la Tabla 14.

Tabla transformador de 14-Distribución resistencia a los cortocircuitos capacidad

monofásico (kVA)

Trifásica (kVA) Superar capabilitya por unidad de corriente de base (simétrica)

5-25 15-75 40

37,5 a 110 112,5-300 35

167-500 500 25

aEsta tabla se aplica a todos los transformadores de distribución con los secundarios nominales de 600 V y abajo ya autotransformadores de distribución con secundarios nominales superiores a 600 V. Dos sinuosas transformadores de distribución con aries de segunda potencia superior a 600 V deben estar diseñados para soportar cortocircuitos limitado sólo por la impedancia del transformador . Autotransformadores con placa de identificación kVA superior a 500 que se construyen como transformadores de distribución, de acuerdo con la norma ANSI C57.12.20-1997 [B3] tendrán soportar capacidades de 25 por unidad de corriente de base (simétrica).

7.1.4.2 Categoría II

La corriente de cortocircuito simétrica se calculará utilizando únicamente la impedancia del transformador.

7.1.4.3 Las categorías III y IV

La corriente de cortocircuito simétrica se calculará mediante la impedancia del transformador más sistema impedancia, según se especifica por el usuario del transformador. Cuando la impedancia del sistema no se especi fi ca, se utilizarán los datos de 7.1.5.3.

7.1.4.4 La estabilización de los bobinados

La estabilización de bobinados en transformadores trifásicos bobinados (sin terminales externos conectados a ) deberán ser capaces de soportar la corriente resultante de cualquiera de los fallos del sistema se especifica en 7.1.1, reconociendo las condiciones de puesta a tierra del sistema. Una adecuada para estabilizarla bobinado kVA, el voltaje y la impedancia será proporcionado.

7.1.5 cálculos de la corriente de cortocircuito

7.1.5.1 corriente simétrica (transformadores de dos devanados)

Cabe señalar que para multiwinding transformadores y autotransformadores, el valor rms requerida de corriente simétrica en cada devanado se determinará por cálculo basado en las condiciones del sistema aplicables y tipos de fallos.

Ir

= ------------------

= Corriente de cortocircuito simétrica, rms Un

ISC

ZT + Zs

dónde

IR es la corriente nominal en la conexión del grifo dado, rms

ZT es la impedancia del transformador en la conexión del grifo dado, en tanto por uno en la misma base de la potencia aparente como IR

Zs es la impedancia del sistema o aparato permanentemente conectado, en por unidad en la misma base de poder aparente como IR

ISC

I = ----------

IR

= Corriente de cortocircuito simétrica, en múltiplos de corriente de base normales

7.1.5.2 corriente asimétrica

La corriente pico asimétrica ciclo primero que se requiere para soportar el transformador se determinará de la siguiente manera:

ISC (asym pk) = KISC

r

K = 1 +

- + --- -

2 x

pecado

x / r = la relación de la reactancia ac eficaz a la resistencia, tanto en ohmios, en la impedancia total que limita la corriente de defecto para las conexiones del transformador cuando se produce el cortocircuito. Cuando la impedancia del sistema se incluye en el cálculo de corriente de fallo, la relación x / r de la impedancia externa se supone igual a la del transformador, cuando no se específica ed.

Los valores de K se dan en la Tabla 15.

Tabla 15 Valores de K

r / x x / r K

1000.00 0,001 2,824

0.002 500,00 2.820

0.003 333,00 2.815

0,004 2,811 250.00

0,005 2,806 200.00

0,006 2,802 167.00

0.007 143,00 2.798

0.008 125,00 2.793

0,009 2,789 111.00

0.010 100,00 2.785

0.020 50,00 2.743

0.030 2.702 33.30

0.040 25,00 2.662

0.050 20,00 2.624

0.060 16,70 2.588

0.070 14,30 2.552

0.080 12,50 2.518

Tabla 15 Valores de K (continuación)

r / x x / r K

0.090 11,10 2.484

0.100 10,00 2.452

0.200 5,00 2.184

0.300 3,33 1.990

0.400 2,50 1.849

0.500 2,00 1.746

0.600 1,67 1.669

0.700 1,43 1.611

0.800 1,25 1.568

0.900 1,11 1.534

1.000 1,00 1.509

NOTA-La expresión de K es una aproximación. Los valores tabulados de K dado en la Tabla 14 se calculan a partir de esta aproximación y tienen una precisión de 0,7% de los valores calculados por métodos exactos.

7.1.5.3 Características del sistema

Para las categorías III y IV, las características del sistema en cada conjunto de terminales del transformador (capacidad culpa sistema y la relación de X0 / X1) debe ser especi fi cado. Para los terminales conectados a las máquinas rotativas, la impedancia del equipo conectado debe ser especi fi cado. En lugar de las capacidades de falla del sistema fi cados y la rotación de impedancias de la máquina, se seleccionarán los valores para cada fuente de la Tabla 16 y la Tabla 17. En lugar de una relación X0 / X1 fi cado, se utilizará un valor de 2,0.

Tabla 16-Cortocircuito potencia aparente del sistema que se utilizará a menos que se especifique otra cosa

Tensión máxima del sistema

capacidad de falla (kV) Sistema

(rms kA) (MVA)

A continuación 48,3-4.300

48.3 54 4300

72.5 82 9800

121,0 126 25 100

145,0 160 38 200

169,0 100 27 900

242,0 126 50 200

362,0 84 50 200

550,0 80 69 300

800,0 80 97 000

Tabla 17-subtransitoria reactancia de machinesa síncrono trifásico

Tipo de máquina de reactancia Las más comunes por unidad de rango subtransitoria reactancia por unidad

generador de turbina de dos polos 0,10 0,07 hasta 0,20

generador de turbina de cuatro polos 0,14 0,12-0,21

generadores de polos salientes y motores con amortiguadores 0,20 0,13-0,32

generadores de polos salientes sin amortiguadores 0,30 0,20-0,50

Condensadores de aire enfriado 0,27 0,19-0,30

Los condensadores enfriados por hidrógeno 0,32 0,23-0,36

aAssumptions de rotación de la máquina impedancias deben ser definidas por el fabricante del transformador.

7.1.5.4 limitaciones actuales

material de transformación convencionales y construcciones tienen inherente resistencia a los cortocircuitos limitaciones de capacidad. Un ejemplo es la capacidad de aguante en la tracción de cobre recocido, que pone un límite a la tensión circunferencial de tracción admisible en el bobinado exterior de un transformador de núcleo de forma. Los nuevos materiales y técnicas de construcción han sido, y seguirá siendo, desarrollados para extender la limitación de capacidad de resistir.

Sin embargo, en determinadas circunstancias, no puede ser posible para proporcionar la resistencia requerida en el transformador. En tales situaciones, sería convertido en necesario limitar la corriente de defecto por medio de impedancia adicional externos a los devanados del transformador. Por ejemplo, puede no ser posible diseñar un devanado para soportar una falla directamente en sus terminales auxiliar reducida capacidad. Cuando no se puedan cumplir los requisitos actuales de 7.1.4, los límites de la capacidad de corriente de defecto del transformador será indicado por el fabricante en la propuesta y serán incorporadas en la placa del transformador.

Para los transformadores de distribución, la resistencia a los cortocircuitos límites de capacidad de la Tabla 14 han sido aceptadas como representativas de materiales y construcciones convencionales.

7.1.5.5 Condiciones de aplicación que requieren una consideración especial

Las siguientes situaciones que afectan a la magnitud de corriente de defecto, la duración o frecuencia de ocurrencia requieren una consideración espe- cial y deben ser identificados en especi fi caciones del transformador:

a) La regulación de transformadores con muy baja impedancia que dependen de la impedancia del aparato conectado directamente a limitar las corrientes de falla.

b) Generador de los transformadores susceptibles a sobrecorrientes excesivas producido por la conexión del generador al sistema fuera de sincronismo.

c) los terminales de transformador conectado a máquinas (tales como motores síncronos o condensadores en giro) que pueden actuar como generadores para alimentar la corriente en el transformador en caso de fallo del sistema.

d) Tensión de funcionamiento que es más alta que clasificar mantenido en el terminal sin falla (s) durante una condición de fallo.

e) sobrecorrientes frecuentes que surgen del método de funcionamiento o la aplicación particular (por ejemplo, transformadores de horno, a partir grifos, las aplicaciones que utilizan

interruptores de puesta a tierra con fines de relés, transformadores de tracción y alimentación).

f) la estación de transformadores auxiliares o transformadores elevadores del generador principal conectado directamente a un genera- dor que puede ser sometido a fallos terminales duración prolongada como resultado de la incapacidad para eliminar la fuente de tensión rápidamente.

g) Faltas iniciados por los interruptores automáticos que pueden, bajo ciertas condiciones, hacer que la corriente de falla mayores que los calculados de acuerdo con esta sección.

7.2 componentes

Dispositivos para transformadores, tales como cables, casquillos, los cambiadores de tomas en carga (LTC), cambiadores de tap-energizado, y transformadores de corriente continua que llevan corriente deberán cumplir con todos los requisitos de 7.1.4 y. Sin embargo, cuando no explícitamente especi fi cado, los cambiadores de tomas en carga no están obligados a cambiar los grifos con éxito bajo condiciones de cortocircuito.

7.3 Base kilovoltamperes

7.3.1 kilovoltamperes base de un devanado

Este es el auto-enfriada de una fi como se especifica bobinado cado por la placa de identificación, o como se determina de acuerdo con la Tabla 18.

Tabla 18-Base factores de cálculo actual

Tipo de factor transformador de Multiplicar

Refrigerado por agua (ONWF) 1.0

refrigerado por líquido, ya sea con aire forzado natural o forzada o enfriada por agua enfriada forzada (ONAF, ODAF o OFWF, ODWF) 0.60

Para un transformador sin clasificación de auto-enfriado, el factor multiplicador aplicable a partir de la Tabla 18 se aplica a la calificación máxima de la placa de identificación kVA para obtener la capacidad de kVA de base equivalente.

7.3.2 Corriente de base de vueltas sin conexiones de autotransformación

Para transformadores con dos o más devanados sin autotransformador conexiones, la corriente de base de un arrollamiento se obtiene dividiendo la base kVA del devanado por el kV nominal del bobinado sobre una base por fase.

7.3.3 Corriente de base de vueltas con conexiones de autotransformación

Para transformadores con dos o más arrollamientos, incluyendo una o más conexiones de autotransformación, la corriente y la base de base kVA de cualquier otro arrollamiento de la serie y bobinados comunes se determinan como se describe en 7.3.2.

La corriente de base del devanado en serie es igual a la base de kVA por fase en el terminal de línea de la serie, H, dividida por la tensión mínima del grifo plena capacidad en el terminal de línea de la serie, H, en kV línea a neutro.

La corriente de base del devanado común es igual a la corriente de línea en el terminal de devanado común, X, menos la corriente de línea en el devanado serie terminal, H, en condiciones de carga resultantes de la diferencia máxima de fasores. Todas las condiciones de carga simultánea autorizado por la placa de identificación deben ser considerados para obtener el valor máximo. corrientes de base se calculan sobre la base de las condiciones de carga autoventilado o equivalente (uso de factores de multiplicación).

7.3.4 Corriente de base en los bobinados de un transformador de regulación

La corriente de base para cada devanado de un transformador de regulación es la corriente máxima que puede producirse en ese devanado para cualquier condición de carga autorizados por la placa de identificación. corrientes de base se calculan en base a las condiciones de carga o (factores multiplicadores uso) equivalentes auto enfría. Cabe señalar que estas corrientes de fi niciones de fondo son aplicables sólo a los bobinados diseñados para la conexión a cargar.

7.3.5 Los límites de temperatura de los transformadores para condiciones de cortocircuito

La temperatura del material conductor en los bobinados de transformadores en las condiciones de cortocircuito se especifica en 7.1.1 a 7.1.4, según lo calculado por los métodos

descritos en el apartado 7.4, no será superior a 250 ° C durante cobre conductor o 200 ° C para el conductor de aluminio CE. Una temperatura máxima de 250 ° C se permitirá para aleaciones de aluminio que tienen resistencia a las propiedades de recocido a 250 ° C equivalente al aluminio CE a 200 ° C, o para aplicaciones de aluminio CE, cuando las características del material totalmente recocido satisfagan los requisitos mecánicos . En el establecimiento de estos límites de temperatura, se consideraron los siguientes factores:

a) Generación de Gas de petróleo o aislamiento sólido

b) Conductor de recocido

c) Aislamiento envejecimiento

7.4 Cálculo de la temperatura del bobinado durante un cortocircuito

El fi nal de la temperatura, Tf, al final de un cortocircuito de duración, t bobinado, se calculará sobre la base de todo el calor almacenado en el material del conductor y de su aislamiento a su vez asociado. Todas las temperaturas están en grados Celsius.

T f = Tk + Ts m1 + E + 0,6 + Ts m

dónde

WST

m = ---------------------------

CTk + Ts

Estas ecuaciones son fórmulas aproximadas, y su uso debe restringirse a valores de m = 0,6 o menos. Para valores de m por encima de 0,6, la siguiente fórmula más casi exacta se debe utilizar:

T f = Tk + Ts - 1 + Ts

dónde

Tk es 234,5 para el cobre, y

es 225 para aluminio de calidad CE

Los valores apropiados para otros grados se pueden usar

Ts es la temperatura de partida.

Es igual a:

a) Una temperatura ambiente de 30 ° C, más el aumento de bobinado promedio más recomendado asignación del punto más caliente del fabricante, o

b) A temperatura ambiente 30 ° C más el aumento de la temperatura de bobinado del punto más caliente limitar especificado fi ed para el tipo apropiado de transformador.

e es la base de logaritmos naturales, 2,718

E es la pérdida de corriente en torbellino por unidad, con base en la pérdida de resistencia, Ws, a la temperatura de partida

Tk + 2 Tr

------------------

Er

k

+ Ts

Er es la pérdida de corriente inducida por unidad a temperatura de referencia

Tr es la temperatura de referencia

es de 20 ° C de temperatura ambiente, más puntuación media de aumento de bobinado

Ws es la pérdida de resistencia de cortocircuito del devanado a la temperatura de partida (W / lb de material conductor

Wr N Tk + Ts

W M T + T

= -------------- ------------------

k r

Wr es la pérdida de resistencia de bobinado a la temperatura actual y de referencia nominal (W) N es la relación de simétrica de cortocircuito magnitud de la corriente a M corriente nominal normal es el peso del bobinado conductor (lbs)

C es la capacidad térmica promedio por libra de material conductor y su vez está asociado aislamiento ción, (W O s) / ° C. Se determinará por iteración de cualquiera de las siguientes ecuaciones empíricas:

es 174 + 0,0225 (Ts + Tf) + 110 Ai / Ac para el cobre es 405 + 0,1 (Ts + Tf) + 360Ai / Ac para el aluminio

Ai es el área en sección transversal de aislamiento a su vez Ac es el área en sección transversal de conductor

8. Las pruebas y cálculos

8.1 Generalidades

A menos que se especifique lo contrario, todas las pruebas se definen y se harán de conformidad con la norma IEEE Std C57.12.90-1999. A menos que se especifique lo contrario, las pruebas se realizarán a solamente la fábrica.

8.2 de rutina, diseño y otras pruebas para transformadores

Estos se enumeran en la Tabla 19. Definiciones de estas diversas pruebas están incluidos en la norma IEEE Std C57.12.80-1978.

8.2.1 Las pruebas de rutina.

Las pruebas de rutina se realizarán en todos los transformadores de acuerdo con los requisitos de la Tabla 19.

8.2.2 Otras pruebas

Cuando se especi fi ca (como pruebas individuales), otras pruebas se realizarán en los transformadores que se enumeran en la Tabla 19.

Tabla 19-Rutina, diseño, y otras pruebas para transformadores sumergidos en líquido

Pruebas de 500 kVA y más pequeño 501 kVA y más grande

Diseño de rutinas de otra rutina de Diseño Otros

Las mediciones de resistencia de todos los bobinados en la toma de tensión nominal y en los extremos de derivación de la primera unidad hecha en un nuevo diseño (véase la Nota 1) • •

Winding resistencia de aislamiento (véase la nota 14 y nota 17) • • •

resistencia de aislamiento del núcleo (véase la nota 11 y nota 17) • • •

pruebas de coeficiente en la conexión de la tensión nominal y en todas las conexiones de derivación (para las unidades de cuidados de larga duración, véase 8.3.1)

• •

pruebas de polaridad y relación de fases en la conexión de la tensión nominal • •

factor de potencia de aislamiento

(Véase la nota 14 y nota 17) • • •

las pérdidas de control (auxiliar) de refrigeración (véase la nota 9 y nota 17) • •

pruebas de excitación de una sola fase en la conexión de la tensión nominal

(Ver Nota 8 y Nota 17) • •

pérdidas y corriente de excitación a 100 y 110% de la tensión nominal y en la frecuencia de la potencia nominal de la conexión de la tensión nominal del grifo sin carga (s)

(Véase la nota 16 y nota 17) • • • •

voltaje de la impedancia y la pérdida de carga a corriente nominal y la frecuencia nominal en la conexión de la tensión nominal, y en los extremos de derivación de la primera unidad de un nuevo diseño (para las unidades de cuidados de larga duración, véase 8.3.2 y nota 1 y nota 2) • • •

tensión de secuencia cero impedancia de fase •

El aumento de temperatura en el mínimo y los valores máximos de la primera unidad en un nuevo diseño puede omitirse si la prueba de una unidad de duplicar térmicamente o duplicar esencialmente está disponible. • • •

pruebas dieléctricas

Baja frecuencia • •

Baja frecuencia

en los dispositivos auxiliares, control y circuitos de los transformadores de corriente

(Véase la nota 10 y nota 14) • • •

de choque de rayo (véase la Nota 3) • • • •

Frente de onda de impulso •

impulso de conmutación, fase a tierra (véase la nota 12) •

Tabla 19-Rutina, diseño, y otras pruebas para transformadores sumergidos en líquido (continuación)

Pruebas de 500 kVA y más pequeño 501 kVA y más grande

Diseño de rutinas de otra rutina de Diseño Otros

prueba de descargas parciales

(Véase la nota 14 y nota 17) • • •

nivel de sonido audible (ver nota 4) • • • •

la capacidad de cortocircuito (ver Nota 5) • •

Prueba de funcionamiento de todos los dispositivos (ver nota 13) •

gases disueltos en el análisis de aceite (véase la nota 14 y nota 17) • •

Mecánico

Elevación y dispositivos móviles (ver nota 15) • •

Presión • •

Fuga • •

Teléfono en el factor de influencia (TIF) (ver notas 6 y 7) •

NOTAS

1-La resistencia es una prueba de diseño para transformadores de distribución rated 2500 kVA y más pequeños. Resistencia, impedancia, y la carga de pérdida de pruebas se omiten en transformadores de más de 500 kVA y más pequeños. Estas pruebas se omitirán cuando un registro de este tipo de pruebas realizadas en un duplicado o esencialmente duplicar unidad de acuerdo con esta norma está disponible. La pérdida de carga a prueba de transformadores

duplicado deberá ser corregida a la temperatura de referencia, asumiendo la misma pérdida parásita y de Foucault como el transformador de prueba de diseño.

2-En las unidades duplicadas, estas medidas sólo se tomarán en la conexión de la tensión nominal para una unidad de dos devanados, y por una clasificación de tres o más conexiones de tensión para el caso de una unidad de bobinado tres o más.

pruebas de impulso de 3 rayos son de rutina para la clase II transformadores de potencia. Se requiere una prueba de impulso rutina especial para los transformadores de distribución para la clase de recargo, tipo pedestal, y la distribución sumergidos en líquido de tipo subterráneo transformadores. Esta prueba se especi fi ca en el 10.4 de la IEEE Std C57.12.90-1999.

4-El transformador se conecta a, y energía sin interrupción, la tensión nominal, frecuencia y sin carga, elementos que aportan ruido del transformador, tales como bombas y ventiladores, se aplicará del modo apropiado para la calificación está probando. Cuando no es práctico o no deseable para incluir el equipo de refrigeración adecuado, el nivel de sonido con refrigeración natural puede ser corregido por la contribución de ruido de refrigeración, si las correcciones adecuadas están disponibles y es de mutuo acuerdo a los interesados. Transformadores deberán cumplir con los niveles de sonido audible estándar como se indica en la Norma NEMA TR1, Tabla 0-1.

5-Ensayo de transformadores de gran tamaño puede no ser práctico debido a las limitaciones de las instalaciones de prueba. 6-Un método de prueba para la medición de TIF puede encontrarse en IEEE Std 469 a 1.988.

7-Esta prueba no es práctico debido a las limitaciones de las instalaciones de prueba para transformadores de más de 50 kVA.

8-Esta prueba es una prueba de una sola fase y se realizará en todas las fases de cualquier bobinado sólo cuando los terminales son llevados a cabo y accesible para las conexiones adecuadas. Sólo la línea a tierra, tensión baja frecuencia adecuada para la liquidación se aplicará durante esta medición.

el consumo de energía 9-(auxiliar / refrigeración) Las pérdidas asociadas con ventiladores, bombas, refrigeradores, calentadores, LTC de accionamiento del motor, lámparas y todos los demás dispositivos operados desde el cuadro de control del ventilador se medirá en todos los transformadores de clase II.

10-Control y circuitos secundarios del transformador de tensión será sometido a ensayo a 1500 V CA, 60 Hz, y el transformador de corriente circuitos deben ser ensayados a 2,5 kV CA, 60 Hz durante un máximo de 1 min de duración.

11-La resistencia de aislamiento entre el núcleo (s) y el suelo se medirá después del montaje completo del transformador a un nivel de al menos 500 V DC, con una duración de 1 min. Esta prueba será prueba de rutina para la clase II transformadores de potencia y otra prueba para transformadores de Clase I.

12 de conmutación de los ensayos de impulso son rutinarias para transformadores con devanados de alta tensión que funcionan a 345 kV y superiores.

13-Todos los dispositivos eléctricos y electromecánicos, tales como ventiladores, bombas, motores, LTC, etc., deberán ser operados tanto en modo automático y manual para la correcta secuencia / puesta en escena y la función.

14-Esta prueba será una prueba de rutina para la clase II transformadores de potencia y otro de prueba para transformadores de menos de Clase II.

15-La adecuación de la mecánica de elevación y dispositivos móviles pueden determinarse bien mediante prueba o análisis matemático.

16 Sin pérdidas en vacío y la excitación de prueba en el 110% de la tensión nominal es otro ensayo de 500 kVA y más pequeños transformadores, excepto que es una prueba de rutina para los transformadores de clase II.

pérdidas de 17-Bobina de resistencia de aislamiento (Megger), la resistencia de aislamiento de núcleo (Megger), el factor de potencia de aislamiento, de control (auxiliar) las pérdidas de refrigeración, excitación monofásica, sin carga, y la excitación prueba de corriente a voltaje 110%, descargas parciales y gas disuelto en aceite de pruebas de análisis no son aplicables a los transformadores de clase de distribución.

8.2.3 Ensayo dieléctrico para el cableado de control de baja tensión, equipos de control auxiliar asociado, y los circuitos secundarios de los transformadores de corriente, en la Clase II transformadores de potencia.

La rigidez dieléctrica de prueba (Hipot) se llevará a cabo durante un máximo de 1 minuto, ya sea en cada terminal o los terminales agrupadas, en el cableado de baja tensión de control, circuitos, incluyendo el motor y el cableado de control LTC cuando se termina por medio del cuadro de control de una totalmente montado transformador de clase II transformadores de potencia.

1500 V AC se aplicará a todos los circuitos de cableado de control, con exclusión de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente.

NOTAS:

1-All estado sólido y los dispositivos basados en microprocesadores serán excluidos del circuito de prueba.

2-Todos los relés de mínima tensión 3 fases y dispositivos del tipo de retirada serán apartados de los circuitos de prueba.

2500 V AC se aplicará a la totalidad de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente en la ubicación de cada terminación del grifo (s) en la caja de control.

8.3 pruebas de rutina adicionales en transformadores con tomas en carga cambiantes o regulan transformadores

se harán 8.3.1 pruebas de coeficiente de barril de carga cambiantes pruebas de coeficiente de transformadores

a) En todas las posiciones de conexión del cambiador de tomas para un funcionamiento sin corriente con el cambiador de tomas en carga en la posición de la tensión nominal.

b) En todas las posiciones del cambiador de tomas en carga con el cambiador de tomas para un funcionamiento sin corriente en la posición de edad con clasificación de tensión.

8.3.2 ensayos de tensión y la carga de la pérdida de impedancia en el cambio de tomas en carga transformadores

pruebas de tensión de impedancia y la carga de la pérdida, que se enumeran en la Tabla 20, se harán en una unidad de una clasificación dada cuando varias unidades son producidos por un fabricante al mismo tiempo.

Tabla 20 adicional pruebas

número de tensiones de prueba para los que se establecen los conmutadores de tomas

Toque para cambiador

operación desexcitado

cambiador de tomas en carga

1 Calificación posición de toma de tensión posición de voltaje de toma Max

Calificación posición de toma de tensión 2a posición de voltaje de toma Min

3 Max posición de toma de tensión posición de voltaje de toma Max

4a posición Max toma de tensión posición de voltaje de toma Min

5 Min posición de toma de tensión posición de voltaje de toma Max

6a posición de voltaje de toma Min Min posición de voltaje de toma

pruebas AFOR 2, 4, y 6, la corriente celebrada pueden ser tales que la corriente en los corresponde bobinado a la kVA nominal y la tensión de devanado de puntuación, cuando el transformador se lo ha diseñado con el cambiador de tomas en carga. Todas las otras pruebas se realizarán a las corrientes correspondientes a los kVA nominal y la tensión de la posición de toma que se está probando.

8.3.2.1 prueba de impedancia de transformadores de regulación

La impedancia de transformadores de regulación se probarán a los nes máximas y mínimas de tensión nominal posiciones y en la posición neutra del cambiador de tomas en carga.

8.3.2.2 Prueba de informe

Cuando un informe de la prueba es especi fi cado, los valores de impedancia de 8.3.2 o 8.3.2.1 se incluirán en el informe.

8.4 Determinación de la regulación del transformador

Cuando se especi fi ca, la regulación del transformador será determinada por la tensión nominal, kVA, y la frecuencia por medio de cálculos basados en las pérdidas de carga de impedancia y probados de acuerdo con el procedimiento indicado en la norma IEEE C57.12.90-1999. cálculos de regulación se basan en una temperatura de referencia igual a la elevación de la temperatura de bobinado promedio nominal, más 20 ° C.

9. Las tolerancias

9.1 Las tolerancias de relación

Las relaciones de transformación entre arrollamientos serán tales que, con el transformador sin carga y con tensión nominal en el devanado con el menor número de vueltas, las tensiones de todos los otros bobinados y todas las conexiones de derivación deben estar dentro de 0,5% de las tensiones de la placa de identificación. Sin embargo, cuando los voltios por vuelta del devanado supera el 0,5% del voltaje nominal, la relación de vueltas del devanado en todas las conexiones de tomas será a su vez el más cercano.

Para devanados trifásicos conectados en estrella, esta tolerancia se aplica a la tensión de fase a neutro. Cuando el voltaje de fase a neutro no está explícitamente indicado en la placa de identificación, la tensión nominal entre fase y neutro, se

se calcula dividiendo las marcas de tensión de fase a fase por 3.

9.2 Las tolerancias de impedancia

Las tolerancias para la impedancia serán los siguientes:

a) La impedancia de un transformador de dos devanados con una tensión de impedancia mayor que 2,5% tendrá una tolerancia de ± 7,5% del valor fi cado y los que tienen una tensión de impedancia de 2,5% o menos tendrá una tolerancia de ± 10% de el valor especi fi cado.

Las diferencias de impedancia entre duplicado transformadores de dos devanados, cuando dos o más unidades de una clasificación dada son producidos por un fabricante, al mismo tiempo, no podrá exceder del 7,5% del valor fi cado especificado.

b) La impedancia de un transformador que tiene tres o más arrollamientos o devanados tener en zig-zag, tendrá una tolerancia de ± 10% del valor especi fi cado.

Las diferencias de impedancia entre dos ejemplares de tres devanados de transformadores o en zig-zag, cuando dos o más unidades de una clasificación dada son producidos por un fabricante, al mismo tiempo, no puede exceder del 10% del valor especi fi cado.

c) La impedancia de un autotransformador tendrá una tolerancia de ± 10% del valor especi fi cado.

Las diferencias de impedancia entre autotransformadores duplicados, cuando dos o más unidades de una clasificación dada son producidos por un fabricante, al mismo tiempo, no superarán el 10% del valor especi fi cado.

d) Los transformadores se considerarán adecuados para el funcionamiento en paralelo cuando reactancias vienen dentro de las limitaciones de los párrafos anteriores, siempre que se convierte proporciones y otras características de control son adecuados para tal operación.

9.3 Las tolerancias para pérdidas

A menos que se especifique lo contrario, las pérdidas representadas por una prueba de un transformador estarán sujetos a las siguientes tolerancias: Las pérdidas en vacío de un transformador no excederán de la especificidad ed pérdidas sin carga en más del 10%, y las pérdidas totales de una transformador no deberá exceder el total de pérdidas fi cados en más de un 6%. Si no se cumplen las tolerancias de pérdida no justificar el rechazo inmediato, sino

que conducirá a la consulta entre el comprador y el fabricante acerca de una mayor investigación de las posibles causas y las consecuencias de las pérdidas más elevadas.

Es importante tener en cuenta que esta cláusula es sólo un criterio de aceptación y no pretende sustituir la garantía de un fabricante de pérdidas a efectos de evaluación de la pérdida económica.

9.4 Las precisiones necesarias para la medición de las pérdidas

Los valores medidos de energía eléctrica, tensiones, corrientes, resistencias, y las temperaturas se utilizan en los cálculos de los datos comunicados. Para asegurar la precisión suf fi ciente en los datos medidos y calculados, se deberán cumplir los siguientes requisitos:

a) Los procedimientos de prueba de acuerdo con el estándar IEEE C57.12.90-1999, capítulos 5, 8 y 9, son obligatorios.

b) La prueba de los equipos utilizados para la medición de las pérdidas de los transformadores de potencia y distribución, deberán cumplir los requisitos de IEEE C57.12.90-1999, capítulos 5, 8 y 9.

c) La precisión del sistema de ensayo para cada cantidad medida deberá estar dentro del límite especificado en la Tabla 21.

d) La frecuencia de la fuente de prueba será de ± 0,5% de la frecuencia nominal del transformador bajo prueba.

Tabla requisitos de precisión del sistema de prueba de 21

Cantidad precisión del sistema de ensayo, medida

Las pérdidas ± 3,0%

Tensión de ± 0,5%

± 0,5% actual

Resistencia ± 0,5%

Temperatura ± 1.0 ° C

10. La conexión de los transformadores para el envío

Los transformadores monofásicos y trifásicos se envían con Ings tanto de alta tensión y devanados de baja tensión conectados por su tensión nominal. A menos que se especifique otra cosa, los transformadores monofásicos diseñados tanto para el funcionamiento en serie de múltiples y de tres conductores deberán ser enviados conectados en serie con el punto medio hacia fuera para el funcionamiento de tres hilos. Los transformadores monofásicos y trifásicos diseñados para el funcionamiento en serie múltiple, sólo se enviarán conectados en serie.

A menos que se especifique otra cosa, transformadores trifásicos diseñados tanto para y funcionamiento deberán ser enviados Y conectada a la tensión de Y.

Anexo A

(informativo)

Bibliografía

[B1] ANSI C57.12.10-1988, Requisitos de las Normas Nacionales de América para los transformadores de 230 kV y por debajo, a través 833/958 8333/10 417 kVA, monofásica de 750/862 y 000/100 a través de 60 000/80 000 kVA Tres- fase de carga sin grifo cambiante; y 2750/4687 a través de 60 000/80 000/100 000 kVA con los requisitos de carga Tap-Cambio de seguridad.

[B2] ANSI C57.12.13-1982, American National Standard de conformidad para los transformadores rellenos con líquido utilizado en subestaciones unitarias.

[B3] ANSI C57.12.20-1997, Norma Nacional Americana para transformadores de arriba-tipo de distribución, 500 KVA y más pequeño: alto voltaje, 34 y 500 voltios a continuación: baja tensión, 7970/13 800Y voltios y por debajo de las necesidades.

[B4] ANSI C57.12.21-1980, Requisitos de las Normas Nacionales de América para Pedestal de transformadores de distribución monofásicos enfriados autónomos compartimentalización Tipo de alto voltaje con bujes (alta tensión, 34/19 500 aterrizados 920 voltios y por debajo; Baja de baja tensión de 240/120 voltios; 167 kVA y más pequeñas).

[B5] ANSI C57.12.22-1989, Norma Nacional Americana para Transferencias Pedestal, compartimental-Type, autoventilado, transformadores de distribución de corriente trifásica

con alto voltaje-bujes, 2500 kVA y más pequeño: de alto voltaje, 34 500 aterrizados 19/920 voltios y por debajo; Baja Tensión, 480 voltios y por debajo de los requisitos.

[B6] IEEE C57.12.24-1992, estándar IEEE Nacional Americana para transformadores de metro-Type trifásico transformadores de distribución, 2500 kVA y más pequeño: Alta Tensión 34/19 500 aterrizados 920 voltios y por debajo; Baja Tensión 480 voltios y por debajo de los requisitos.

[B7] ANSI C57.12.25-1990, Requisitos de las Normas Nacionales de América para Pedestal de transformadores de distribución monofásicos enfriados autónomos compartimentalización Tipo separables con conectores con aislamiento de alta tensión, alta tensión, 34/19 500 aterrizados 920 voltios y por debajo; Baja tensión, 240/120; 167 kVA y más pequeños.

[B8] ANSI C57.12.27-1982, American National Standard de conformidad para transformadores de distribución rellenos con líquido utilizado en instalaciones montadas sobre-Pad incluyendo la unidad de Subestaciones.

[B9] ANSI C57.12.40-1990, Norma Nacional Americana de Tipos de Vault-red secundaria de los transformadores de metro y (sumergidos en líquido) -Requisitos.

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