IEEE STD C57.13 Traduccion 2016 [PDF]

Zitiervorschau

Requisitos estándar IEEE para Transformadores de instrumentos

IEEE Power and Energy Society Patrocinado por el Comité de Transformadores

IEEE 3 Park Avenue

IEEE Std C57.13-2016™

Nueva York, NY 10016-5997 (Revisión de USA

IEEE Std C57.13-2008)

IEEE Std C57.13-2016™

Uso autorizado con licencia limitado a: Virginia Transformer Corp. Descargó en Septiembre 09,2016 a las 12:25:36 UTC De IEEE Xplore. Restricciones aplicar.

(Revisión de IEEE Std C57.13-2008)

Requisitos estándar IEEE para transformadores de medida Patrocinador

Comité de Transformadores del

IEEE Power and Energy Society

Aprobado el 29 de enero de 2016

Junta de Estándares IEEE-SA

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Resumen: Las características eléctricas, dimensionales y mecánicas están cubiertas, teniendo en cuenta ciertas características de seguridad, para transformadores de voltaje de corriente y acoplados inductivamente de tipos generalmente utilizados en la medición de electricidad y el control de equipos asociados con la generación, transmisión y distribución de corriente alterna. El objetivo es proporcionar una base para el rendimiento y la intercambiabilidad de los equipos cubiertos y ayudar en la selección adecuada d e dichos equipos. También se abordan las precauciones de seguridad. Se proporcionan clases de precisión para el servicio de medición. El código de prueba cubre la medición y el cálculo de la relación y el ángulo de fase, la desmagnetización, las mediciones de impedancia y excitación, la determinación de polaridad, las mediciones de resistencia, las características de corto tiempo, las pruebas de aumento de temperatura, las pruebas dieléctricas y la medición del voltaje de circuito abierto de los transformadores de corriente. Palabras clave: precisión, transformador de corriente, IEEE C57.13™, transformador de instrumento, bobinado primario, tensión secundaria nominal, pruebas de rutina, bobinado secundario, pruebas de tipo, transformador de tensión •

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5997, Estados Unidos Derechos de autor © 2016 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. Todos los derechos reservados. Publicado el 29 de junio de 2016. Impreso en los Estados Unidos de América. IEEE es una marca registrada en la Oficina de Patentes y Marcas de los Estados Unidos, propiedad de The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Incorporated. PDF: ISBN 978-1-5044-2029-7 STD20943

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Traducciones

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El proceso de desarrollo del consenso IEEE implica la revisión de documentos solo en inglés. En el caso de que se traduzca un estándar IEEE, solo la versión en inglés publicada por IEEE debe considerarse el e stándar IEEE aprobado.

Declaraciones oficiales Una declaración, escrita u oral, que no se procese de acuerdo con el Manual de Operaciones de la Junta de Estándares de IEEE-SA no se considerará ni se inferirá que es la posición oficial de IEEE o cualquiera de sus comités y no se considerará que es, ni se confiará en ella, como una posición formal de IEEE. En conferencias, simposios, seminarios o cursos educativos, una persona que presente información sobre los estándares IEEE deberá dejar en claro que sus puntos de vista deben considerarse los puntos de vista personales de ese individuo en lugar de la posición formal de IEEE.

Observaciones sobre las normas Los comentarios para la revisión de los documentos de los estándares IEEE son bienvenidos de cualquier parte interesada, independientemente de su afiliación con IEEE. Sin embargo, IEEE no proporciona información de consultoría o asesoramiento relacionado con los documentos de estándares IEEE. Las sugerencias de cambios en los documentos deben adoptar la forma de una propuesta de cambio de texto, junto con los comentarios de apoyo apropiados. Dado que los estándares IEEE representan un consenso de intereses interesados, es importante que cualquier respuesta a comentarios y preguntas también reciba el consentimiento de un equilibrio de intereses. Por esta razón, IEEE y los miembros de sus sociedades y Comités de Coordinación de Estándares no pueden proporcionar una respuesta instantánea a los comentarios o preguntas, excepto en aquellos casos en que el asunto se haya abordado previamente. Por la misma razón, IEEE no responde a las solicitudes de interpretación. Cualquier persona que desee participar en revisiones de un estándar IEEE es bienvenida a unirse al grupo de trabajo IEEE relevante. Los comentarios sobre las normas deben enviarse a la siguiente dirección: Secretario, IEEE-SA Standards Board 445 Hoes Lane Piscataway, NJ 08854 Estados Unidos

Leyes y reglamentos Los usuarios de los documentos de estándares IEEE deben consultar todas las leyes y regulaciones aplicables. El cumplimiento de las disposiciones de cualquier documento de estándares IEEE no implica el cumplimiento de ningún requisito reglamentario aplicable. Los implementadores de la norma son responsables de observar o hacer referencia a los requisitos reglamentarios aplicables. IEEE, mediante la publicación de sus estándares, no tiene la intención de instar a la acción que no cumpla con las leyes aplicables, y estos documentos no pueden interpretarse como que lo hacen.

Autor El borrador del IEEE y los estándares aprobados están protegidos por derechos de autor por IEEE bajo las leyes de derechos de autor estadounidenses e internacionales. Están disponibles por IEEE y se adoptan para una amplia variedad de usos públicos y privados. Estos incluyen tanto el uso, por referencia, en leyes y reglamentos, como el uso en la autorregulación privada, la normalización y la promoción de prácticas y métodos de ingeniería. Al poner estos documentos a disposición de las autoridades públicas y usuarios privados para su uso y adopción, IEEE no renuncia a ningún derecho de autor sobre los documentos.

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Fotocopias Sujeto al pago de la tarifa correspondiente, IEEE otorgará a los usuarios una licencia limitada y no exclusiva para fotocopiar partes de cualquier estándar individual para uso interno de la empresa u organización o solo para uso individual y no comercial. Para organizar el pago de las tarifas de licencia, comuníques e con Copyright Clearance Center, Customer Service, 222 Rosewood Drive, Danvers, MA 01923 USA; +1 978 750 8400. El permiso para fotocopiar partes de cualquier estándar individual para uso educativo en el aula también se puede obtener a través del Centro de Autorización de Derechos de Autor.

Actualización de documentos de estándares IEEE Los usuarios de los documentos de los estándares IEEE deben ser conscientes de que estos documentos pueden ser reemplazados en cualquier momento por la emisión de nuevas ediciones o pueden ser modificados de vez en cuando mediante la emisión de enmiendas, correcciones o erratas. Un documento oficial del IEEE en cualquier momento consiste en la edición actual del documento junto con cualquier enmienda, corrección o errata vigente en ese momento. Cada estándar IEEE está sujeto a revisión al menos cada diez años. Cuando un documento tiene más de diez años de antigüedad y no ha sido sometido a un proceso de revisión, es razonable concluir que su contenido, aunque todavía tiene algún valor, no refleja plenamente el estado actual de la técnica. Se advierte a los usuarios que verifiquen para determinar que tienen la última edición de cualquier estándar IEEE. Para determinar si un documento determinado es la edición actual y si ha sido modificado mediante la emisión de enmiendas, correcciones o erratas, visite el sitio web de IEEE-SA en http://ieeexplore.ieee.org/Xplore/home.jsp o comuníquese con IEEE a la dirección indicada anteriormente. Para obtener más información sobre IEEE SA o el proceso de desarrollo de estándares de IEEE, visite el sitio web de IEEE-SA en http://standards.ieee.org.

Incorrecto Se puede acceder a las erratas, si las hay, para todos los estándares IEEE en el sitio web de IEEE-SA en la siguiente URL: http://standards.ieee.org/findstds/errata/index.html. Se recomienda a los usuarios que revisen esta URL en busca de erratas periódicamente.

Patentes Se llama la atención sobre la posibilidad de que la aplicación de esta norma requiera el uso de la materia cubierta por los derechos de patente. Mediante la publicación de esta norma, el IEEE no adopta ninguna posición con respecto a la existencia o validez de ningún derecho de patente en relación con la misma. Si el titular de una patente o el solicitante de la patente ha presentado una declaración de fiabilidad a través de una carta de garantía aceptada, la declaración se enumera en el sitio web de IEEE-SA en http://standards.ieee.org/about/sasb/patcom/patents.html. Las cartas de fiabilidad pueden indicar si el remitente está dispuesto o no a conceder licencias en virtud de derechos de patente sin compensación o con tarifas razonables, con derechos de patente. términos y condiciones que se demuestre que est án libres de cualquier discriminación injusta para los solicitantes que deseen obtener dichas licencias. Pueden existir reivindicaciones de patentes esenciales para las que no se ha recibido una carta de garantía. El IEEE no es responsable de identificar las Reivindicaciones Esenciales de Patentes para las cuales se puede requerir una licencia, de realizar investigaciones sobre la validez legal o el alcance de las Reivindicaciones de Patentes, o de determinar si los términos o condiciones de licencia pro porcionados en relación con la presentación de una Carta de Garantía, si los hubiera, o en cualquier acuerdo de licencia son razonables o no discriminatorios. Se advierte expresamente a los usuarios de esta norma que la determinación de la validez de cualquier derecho de patente, y el riesgo de infracción de dichos derechos, es enteramente su propia responsabilidad. Se puede obtener más información de la Asociación de Estándares IEEE.

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Participantes En el momento en que se completó este estándar IEEE, el Grupo de Trabajo de Requisitos para Transformadores de Instrumentos tenía los siguientes miembros: Ross McTaggart, Presidente Thomas Sizemore, Vicepresidente Fred Elliott Marcel Fortín Rolando Gomez Michael Haas Nathan Jacob Vladímir Khalin Marek Kornowski Brian Leslie Nigel MacDonald

James McBride Scott McCloskey Paul Millward Randolph Mullikin Rudolf Ogajanov Adnan Rashid Pedro Riffon Zoltan Román

Steven Snyder Eddy Soo Adán Strader Richard vonGrimmingen Deiter Wagner David Wallace Barrett Wimberly Peter Zhao

Los siguientes miembros del comité de votación individual votaron sobre esta norma. Los votantes pueden haber votado por aprobación, desaprobación o abstención. Roy Alexander Ficheux Arnaud Thomas Barnes Barry Beaster Carpeta de Wallace Thomas Blackburn Carl Bush Thomas Callsen Pablo Cardenal John Crouse Gary Donner Randall Dotson Donald Dunn Douglas J. Edwards Fred Elliott Jorge Fernández Daher Namal Fernando Keith Flores Pablo Forquer Marcel Fortín Frank Gerleve David Giegel David Gilmer Jalal Gohari Edwin Goodwin James Graham Randall Arboledas Ajit Gwal Michael Haas John Harley David Harris Roger Hedding Jeffrey Helzer Robert Hoerauf Jill Holmes Philip Hopkinson

Richard Jackson Ali Naderian Jahromi Juan Juan Gerald Johnson Wayne Johnson Laszlo arriba Kamwa inocente Gael Kennedy Vladímir Khalin Yuri Khersonsky James Kinney Hermann Koch Boris Kogan Marek Kornowski Jim Kulchisky Saumen Kundu Chung-Yiu Lam Brian Leslie Albert Livshitz Thomas Lundquist Nigel MacDonald Bruce Magruder J.Dennis Marlow Lee Matthews Omar Mazzoni John McClelland Mark McNally Ross McTaggart John Miller Sujeet Mishra Georges Montillet Thomas Mulcahy Daniel Mulkey Randolph Mullikin Jerry Murphy

Bruce Muschlitz Ryan Musgrove K. R. M. Nair Dennis Neitzel Arturo Neubauer Michael Newman Joe Nims James O'Brien Rudolf Ogajanov T. W. Olsen Lorena Padden Mirko Palazzo Bansi Patel Dhiru Patel Brian Penny Cristóbal Petrola Donald Platts Alvaro Portillo Tom Prevost Iulian Profir Ulf Radbrandt Samala Santosh Reddy Johannes Rickmann Pedro Riffon Michael Roberts Charles Rogers Zoltan Román Thomas Rozek Steven Sano Daniel Sauer Bartien Sayogo Devki Sharma Hyeong Sim Charles Simmons Thomas Sizemore

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Steven Snyder David Stankes David Tepen Roger Verdolin Juan Vergis

Edrin Murzaku

Jerry Smith

Jane Verner David Wallace David Wallach D. Tiempo atmosférico Kenneth Blanco

Barrett Wimberly Jian Yu Peter Zhao Xi Zhu

Cuando la Junta de Estándares IEEE-SA aprobó esta norma el 29 de enero de 2016, tenía los siguientes miembros: Jean-Philippe Faure, Presidente Puesto vacante, Vicepresidente John Kulick, ex presidente Konstantinos Karachalios, Secretario Chuck Adams Masayuki Ariyoshi Ted Burse Esteban Dukes Jianbin Fan J. Travis Griffith Gary Hoffman *Miembro Emérito

Ronald W. Hotchkiss Michael Janezik José L. Koepfinger* Ling colgado Kevin Lu Annette D. Reilly Gary Robinson

Ulemas Chacal Yingli Wen Howard Wolfman Don Wright Yu Yuan Daidi Zhong

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Introducción Esta introducción no forma parte de IEEE Std C57.13-2016™, IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers.

Esta norma fue preparada por el Subcomité de Transformadores de Instrumentos del Comité de Transformadores de la Sociedad de Energía y Energía IEEE. El propósito de esta norma es cubrir las características eléctricas, dimensionales y mecánicas y tener en cuenta ciertas características de seguridad, para transformadores de tensión de corriente y acoplados inductivamente. Los cambios en esta revisión de IEEE Std C57.13 incluyen requisitos revisados de descarga parcial, la adición del Anexo B, que cubre los transformadores de corriente de bujes y se han introducido dos clases de requisitos de transformadores de instrumentos. Además, esta norma se ha reorganizado para hacerla más comprensible. Los requisitos de precisión de IEEE Std C57.13.6™ también se han incorporado a la norma.1

1

La información sobre las referencias se puede encontrar en la Cláusula 2.

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Contenido 1. Visión general ........ ............................. 11 1.1 Ámbito .... .... 11 1.2 Propósito ........ .... 11 2. Referencias normativas ............ 12 3. Definiciones ............ ....................................................... 12 4. Requisitos generales ........ 13 4.1 Condiciones de servicio ............ 13 4.2 Efecto de la densidad del aire en el voltaje de flashover ........ 14 4.3 Frecuencia ........ 15 4.4 Efecto de la altitud en el aumento de la temperatura y efecto de la temperatura ambiente en la carga admisible ...... 15 4.5 Niveles básicos de aislamiento de impulsos, pruebas dieléctricas y fuga del transformador de instrumentos al aire libre prueba de distancia y mojado ........ 16 4.6 Aumento de la temperatura ........ 19 4.7 Requisitos del factor de capacitancia y disipación ........ 20 4.8 Clasificación de las pruebas ........ 20 4.9 Construcción ............ .......................................................................... 22 5. Clases de precisión para la medición ............ 25 5.1 Base para las clases de precisión.. ................................................................................................................. 25 5.2 Expresión del factor de corrección del transformador a 0,6 factor de potencia (retraso) de la carga medida ............... 26 5.3 Clases de precisión estándar ........ 26 5.4 Valores límite del factor de corrección de la relación y del ángulo de fase para las clases de precisión estándar .................. 27 6. Transformadores de corriente ...... ............................................................................................................................ 30 6.1 Términos en que las calificaciones se expresarán ............ 30 6.2 Cargas estándar ........ 30 6.3 Clasificaciones de precisión para la medición ............ 30 6.4 Clasificaciones de precisión para la retransmisión ........ ......................... 32 6.5 Factores de clasificación de corriente térmica continua basados en la temperatura media del aire ambiente de 30 °C ............. 34 6.6 Calificaciones actuales a corto plazo ........ 34 6.7 Tensiones inducidas por el devanado secundario ........ 35 6.8 Placas de identificación ........ 36 6,9 Terminales ........ 36 6.10 Datos de la aplicación ................... ............................................................................................................. 36 6.11 Pruebas de precisión de rutina ........ 39 7. Transformadores de tensión ............ 40 7.1 Términos en que las calificaciones se expresarán ............ 40 7.2 Cargas estándar ........ 44 7.3 Índices de precisión ........ 45 7.4 Clasificaciones de carga térmica ........ 45 7.5 Placas de identificación ............... .......................................................................................................................... 46 7.6 Terminales ............ 46 7.7 Capacidad de cortocircuito ........ ............................................. 46 7.8 Datos de la aplicación ........ 47 7.9 Prueba de tensión inducida ........ 47 7.10 Pruebas rutinarias de precisión ........ 47

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8. Procedimientos de ensayo aplicables a transformadores de medida ........ 47 8.1 Medición y cálculos de relaciones y ángulos de fase ........ 48 8.2 Mediciones de impedancia, excitación y errores compuestos ........ 49 8.3 Polaridad .... .... 52 8.4 Mediciones de resistencia ............ ....................................... 53 8.5 Pruebas dieléctricas ........ 55 8.6 Medición de descargas parciales ........ 57 9. Procedimientos de ensayo aplicables a transformadores de corriente ........ 59 9.1 Medición y cálculos de relaciones y ángulos de fase ........ 59 9.2 Desmagnetización ........ 63 9.3 Mediciones de Impedance ........ 64 9.4 Polaridad ........ .................................. 65 10. Procedimientos de ensayo aplicables a transformadores de tensión........ 66 10.1 Medición y cálculos de la relación y el ángulo de fase ........ 66 10.2 Mediciones de impedancia ........ 68 10.3 Polaridad ........ 69 11. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a transformadores de medida ........ 70 11.1 Características de corto tiempo ...................................................................................................... 70 11.2 Pruebas de aumento de temperatura ............ 72 11.3 Pruebas de impulse ........ 75 11.4 Medición de descarga parcial ............ .......................... 77 11.5 Pruebas de resistencia al voltaje húmedo ............ 78 11.6 Comprobación del escudo de tierra: clase de 72 kV y superior ........ 79

...........

12. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a transformadores de corriente ........ 79 12.1 Clasificación térmica a corto plazo de los transformadores de corriente ............ 79 12.2 Ensayos de aumento de la temperatura del transformador de corriente ........ 80 12.3 Ensayo de sobretensión entre giros ........ 80 13. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a transformadores de tensión ............ 81 13.1 Capacidad térmica de cortocircuito de transformadores de voltaje ........ 81 13.2 Ensayos de aumento de temperatura del transformador de tensión ........ 82 Anexo A Bibliografía (informativa) ........ 83 Anexo B (normativa) Transformador de corriente tipo Bushing (BCT) y corriente tipo ventana para fines especiales Transformadores................................................................................................................................................. .. 86 B.1 Introducción ........ 86 B.2 Ámbito de aplicación ........ 86 B.3 Requisitos generales ........ 86 B.4 Clasificaciones térmicas continuas ........ 88 B.5 Calificaciones de tiempo corto ........ 90 B.6 Consideración dieléctrica ........ 90 B.7 Construcción ............ 90 B.8 Pruebas de rutina ........ 92 B.9 Ensayos de tipo ........ 93 B.10 Instalación ........ 93 B.11 Pruebas de campo ........ 94 B.12 Acoplador lineal de buje (BLC) ............ ............................................ 94

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AVISO IMPORTANTE: Los documentos de estándares IEEE no están destinados a garantizar la seguridad, la salud o la protección del medio ambiente, ni a garantizar contra interferencias con o desde otros dispositivos o redes. Los implementadores de los documentos de estándares IEEE son responsables de determinar y cumplir con todas las prácticas apropiadas de seguridad , protección, medio ambiente, salud y protección contra interferencias y todas las leyes y regulaciones aplicables. Este documento IEEE está disponible para su uso sujeto a avisos importantes y descargos de responsabilidad legales. Estos avisos y exenciones de responsabilidad aparecen en todas las publicaciones que contienen este documento y se pueden encontrar bajo el título "Aviso importante" o "Avisos importantes y descargos de responsabilidad relacionados con los documentos IEEE". También se pueden obtener a petición del IEEE o ver en http://standards.ieee.org/IPR/disclaimers.html.

1. Visión general

1.1 Ámbito de aplicación Esta norma está diseñada para su uso como base para el rendimiento y la intercambiabilidad de los equipos cubiertos, y para ayudar en la selección adecuada de dichos equipos. También se abordan las precauciones de seguridad. Esta norma cubre ciertas características eléctricas, dimensionales y mecánicas, y toma en consideración ciertas características de seguridad de los transformadores de voltaje de corriente y acoplados inductivamente de los tipos generalmente utilizados en la medición de electricidad y el control.

1.2 Propósito El propósito de esta norma es proporcionar los requisitos de rendimiento para el sistema eléctrico y probar la intercambiabilidad de los transformadores de voltaje de corriente y acoplados inductivamente. Estos transformadores son para aplicaciones tanto en interiores como en exteriores. Esta norma cubre los requisitos para los transformadores de medida de Clase 1. Para transformadores de medida de una tensión nominal del sistema de 115 kV o superior, si se requiere Clase 2, cons ulte IEEE Std C57.13.5™.2

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La información sobre las referencias se puede encontrar en ClAUSE 2.

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2. Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento (es decir, deben entenderse y utilizarse, por lo que cada documento referenciado se cita en el texto y se explica su relación con este documento). Para referencias fechadas, solo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento al que se hace referencia (incluidas las modificaciones o correcciones). IEC 60270, Técnicas de prueba de alto voltaje: mediciones de descarga parcial. 3 IEC 61869-2, Transformadores de medida: Parte 2: Requisitos adicionales para transformadores de corriente. IEEE Std 4™, estándar IEEE para técnicas de prueba de alto voltaje. 4,5 IEEE Std 693™, IEEE Práctica recomendada para el diseño sísmico de subestaciones. IEEE Std C37.04™, estructura de clasificación estándar IEEE para disyuntores de alto voltaje de CA. IEEE Std C37.09™, Procedimiento de prueba estándar IEEE para disyuntores de alto voltaje de CA clasificados sobre una base simétrica. IEEE Std C57.12.00™, IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulatory Transformers. IEEE Std C57.12.90™, Código de prueba estándar IEEE para transformadores de distribución, potencia y regulación sumergidos en líquido. IEEE Std C57.13.5™, Estándar IEEE de rendimiento y requisitos de prueba para transformadores de instrumentos de una tensión nominal del sistema de 115 kV o superior. IEEE Std C57.13.6™, estándar IEEE para transformadores de instrumentos de alta precisión. IEEE Std C57.19.00™, IEEE Standard General Requirements and Test Procedure for Power Apparatus Bushings.

3. Definiciones A los efectos de este documento, se aplican los siguientes términos y definiciones. El IEEE Standards Dictionary Online debe consultarse para los términos no definidos en esta cláusula. 6 transformador de medida clase 1: Un transformador de medida que se construye y prueba de acuerdo con esta norma.

3

Las publicaciones de IEC están disponibles en la Comisión Electrotécnica Internacional (http://www.iec.ch/). Las publicaciones de IEC también están disponibles en los Estados Unidos en el Instituto Nacional Americano d e Normalización (http://www.ansi.org/). 4 Las publicaciones del IEEE están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854, EE.UU. (http://standards/ieee.org/). 5 Los estándares o productos IEEE a los que se hace referencia en esta cláusula son marcas comerciales del Institute of Electrical and El.ectronics Ingenieros, Inc. 6

Diccionario de estándares IEEE en línea La suscripción está disponible en: http://ieeexplore.ieee.org/xpls/diccionario.jsp.

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transformador de medida de clase 2: Un transformador de medida que se construye y prueba de acuerdo con IEEE Std C57.13.5™. Núcleo separado: Un núcleo donde el núcleo magnético tiene un espacio intencional lleno de material no magnético. Transformador de tensión interior: Uno que, debido a su construcción, debe estar protegido de la intemperie. tensión de extinción prescrita: tensión mínima a la que se cumplirá la intensidad de descarga parcial de referencia cuando la tensión aplicada al transformador disminuya gradualmente sin interrupción del valor de tensión de resistencia de frecuencia de potencia o tensión de pretensión durante el ensayo de descarga parcial. Tensión inicial de descarga parcial: La tensión más baja a la que se observan descargas parciales que exceden un nivel especificado en condiciones especificadas cuando la tensión aplicada al objeto de prueba se incrementa gradualmente desde un valor inferior.

4. Requisitos generales

4.1 Condiciones del servicio 4.1.1 Condiciones de servicio inusuales de temperatura y altitud Los transformadores de medida que cumplan esta norma deberán ser adecuados para funcionar a sus valores nominales térmicos, siempre que la altitud no exceda los 1000 m. La temperatura mínima del aire ambiente es de –30 °C para aplicaciones en exteriores y –5 °C para aplicaciones en interiores.

4.1.1.1 Temperatura ambiente media a 30 ºC Si los transformadores están refrigerados por aire, la temperatura ambiente del aire de refrigeración no supera los 40 °C y la temperatura ambiente media del aire de refrigeración durante un período de 24 horas no supera los 30 °C.7

4.1.1.2 Temperatura ambiente media 55 ºC Los transformadores de medida también pueden recibir clasificaciones para funcionar a una temperatura ambiente media de 55 °C, con una temperatura ambiente máxima no superior a 65 °C.

7

Se recomienda que la temperatura promedio del aire de refrigeración se calcule promediando 24 lecturas horarias consecutivas. Cuando el aire exterior es el medio refrigerante, se puede utilizar el promedio de la temperatura diaria máxima y mínima. El valor q ue is obtenido de esta manera suele ser superior a la media diaria real en no más de 1/2 °C.

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4.1.2 Condiciones de servicio inusuales de temperatura y altitud Los transformadores de medida pueden aplicarse a altitudes o temperaturas ambiente más alt as que las especificadas en 4.1.1, pero el rendimiento puede verse afectado y debe prestarse especial atención a estas aplicaciones (véanse 4.2 y 4.4). NOTA—Para aplicaciones que involucran transformadores de corriente de tipo buje, consulte el Anexo B. 8

4.1.3 Otras condiciones que pueden afectar al diseño y la aplicación Cuando existan condiciones distintas de las discutidas en 4.1.1 o 4.1.2, deberán señalarse a la atención de los responsables del diseño y la aplicación de los transformadores de medida. Los ejemplos de estas condiciones son los siguientes: a)

Humos o vapores dañinos, polvo excesivo o abrasivo, mezclas explosivas de polvo o gases, vapor, niebla salina, humedad excesiva o goteo de agua, etc.

b)

Vibraciones, choques o inclinaciones anormales.

c)

Temperaturas ambiente superiores a 55 °C o inferiores a –30 °C.

d)

Condiciones inusuales de transporte o almacenamiento.

e)

Limitaciones de espacio inusuales o ventilación restringida.

f)

Servicio inusual, frecuencia de operación, dificultad de mantenimiento, mala forma de onda, voltaje desequilibrado, requisitos especiales de aislamiento, etc.

g)

Aplicaciones en conjuntos de aparamenta, incluido el bus cerrado de metal.*

h)

Aplicaciones con disyuntores de potencia de alto voltaje.*

i)

Aplicaciones con transformadores de potencia.*

j)

Aplicaciones con bujes para exteriores.*

k)

Para altitudes por debajo del nivel del mar o enterradas bajo tierra.*

l)

Condiciones sísmicas: Para los métodos de calificación sísmica, consulte IEEE Std 693.

* Para aplicaciones que involucran transformadores de corriente de tipo buje, consulte el Anexo B.

4.2 Efecto de la densidad del aire en el voltaje de flashover El efecto de la disminución de la densidad del aire es disminuir el voltaje de flashover para una distancia de flashover dada. Consulte IEEE Std 4 para el uso de un factor de corrección. La fuerza dieléctrica del aire disminuye a medida que aumenta la altitud. La resistencia dieléctrica que depende del aire debe multiplicarse por el factor de corrección de altitud adecuado para obtener la resistencia dieléctrica a la altitud requerida (ver Tabla 1). Para una altitud superior a 3000 m, se debe tener precaución.

8

Las notas en texto, tablas y figuras de una norma se dan solo a título informativo y no contienen los requisitos necesarios p ara implementar esta norma.

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Tabla 1 —Factores de corrección de la resistencia dieléctrica para altitudes superiores a 1000 m Altitud (m)

Factor de corrección de altitud para la resistencia dieléctrica

1000

1.00

1200

0.98

1500

0.95

1800

0.92

2100

0.89

2400

0.86

2700

0.83

3000

0.80

3600

0.75

4200

0.70

4500 A

0.67

NOTA 1— Los valores intermedios pueden obtenerse por interpolación. NOTA 2— Esta tabla considera el efecto de la disminución de la densidad del aire debido a la disminución de la presión del aire. a

Una altitud de 4500 m se considera un máximo para los transformadores de medida que se ajustan a esta norma.

4.3 Frecuencia Los transformadores de medida se diseñarán y clasificarán para funcionar a una frecuencia de 60 Hz.

4.4 Efecto de la altitud en el aumento de la temperatura y efecto de la temperatura ambiente en la carga admisible 4.4.1 Carga de transformadores de corriente a una corriente nominal inferior a la nominal a gran altitud Los transformadores de corriente pueden funcionar a altitudes superiores a 1000 m sin exceder los límites de temperatura establecidos, siempre que la corriente se reduzca por debajo de la nominal (o por debajo del factor nominal de corriente térmica continua) en un 0,3% por cada 100 m que la altitud exceda de 1000 m.

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4.4.2 Funcionamiento de los transformadores de corriente a una temperatura ambiente distinta de 30 °C Los transformadores de corriente diseñados para un aumento de temperatura de 55 °C superior a 30 °C de temperatura ambiente media del aire pueden cargarse de acuerdo con las curvas que se muestran en la figura 1 para cualquier temperatura media del aire de refrigeración y factor de clasificación de corriente térmica continua. El porcentaje de corriente primaria nominal que se puede transportar continuamente sin que se excedan los límites de temperatura establecidos está dado por las curvas. Por ejemplo, un transformador con un factor de clasificación de corriente térmica continua (RF) de 2.0 a 30 °C de temperatura ambiente se puede utilizar a aproximadamente el 150% de la corriente nominal a una temperatura ambiente de 55 °C. Consulte el Anexo B para el uso de transformadores de corriente de tipo buje a temperaturas ambiente de 90 °C en aceite caliente. 4.4.3 Carga de transformadores de tensión a mayor altitud o temperaturas ambiente más altas Por razones de seguridad, los transformadores de voltaje pueden funcionar a altitudes más altas o temperaturas ambiente más altas solo después de consultar con el fabricante, porque un gran porcentaje del aumento de temperatura puede deberse a la pérdida de hierro, que varía ampliamente con el diseño.

4.5 Niveles básicos de aislamiento de impulsos, pruebas dieléctricas y distancia de fuga del transformador de instrumentos al aire libre y prueba húmeda A un transformador de medida se le asignará un nivel básico de aislamiento de impulsos (BIL) para indicar las pruebas dieléctricas de fábrica que el transformador es capaz de soportar. Con las siguientes excepciones, los voltajes básicos de aislamiento de impulso, los voltajes de prueba de voltaje aplicados para el aislamiento del devanado primario y las distancias de fuga y las pruebas húmedas para transformadores de instrumentos al aire libre se enumeran en la Tabla 2 y la Tabla 3: a)

Las pruebas de voltaje aplicadas para el aislamiento del devanado primario no son necesarias en transformadores de voltaje de tipo terminal neutro conectado a tierra.

b)

En el caso de los transformadores de tensión aislados, neutros de tipo terminal, la prueba de tensión aplicada para el aislamiento primario del devanado será de 19 kV en los tipos exteriores con BILs superiores a 110 kV. En los tipos de interior y en los tipos de exterior con sistemas de bil de 110 kV o menos, la tensión de prueba será de 10 kV.

c)

No hay ningún requisito BIL en el terminal neutro de los transformadores de voltaje de tipo terminal neutro o neutro aislado con conexión a tierra.

d)

La prueba de tensión aplicada para el aislamiento del devanado secundario y entre varios devanados secundarios será de 2,5 kV.

e)

La prueba de tensión aplicada para los autotransformadores destinados a ser utilizados en los circuitos secundarios de los transformadores de medida será de 2,5 kV.

f)

La prueba de tensión aplicada para el aislamiento primario de los transformadores auxiliares de instrumentos (para su uso en los circuitos secundarios de los transformadores de medida) será de 2,5 kV.

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NOTA 1— Temperatura media del aire ambiente de refrigeración durante un período de 24 horas grados centígrados (la temperatura ambiente máxima no supera la media en más de 10 ºC). NOTA 2— Estas curvas se basan en el supuesto de que el aumento medio de la temperatura del devanado es proporcional a la corriente al cuadrado.

Figura 1 —Características básicas de carga del transformador de corriente de subida a 55 ºC (en aire) Cuadro 2 —Niveles básicos de aislamiento de impulsos y ensayos dieléctricosa, f Sistema nominal voltaje (kV, rms)

Sistema máximo voltaje (kV, rms)

Tensión de impulso del rayo (BIL)b (kV, pico) Lleno Ola

Picado f

Voltaje de impulso de conmutación (kV, pico)

Wave

Tensión soportada de frecuencia de potencia (kV, rms) Seco

Húmedo c

0.6

0.66

10 y

12 y

—

4y

—

1.2

1.20

30

36

—

10

6d

2.4

2.75

45

54

—

15

13 d

5.0

5.60

60

69

—

19

20 d

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8.7

9.52

75

88

—

26

24 d

95

110

—

34

30 d

110

130

—

34

34 d

125

145

—

40

36 d

150

175

—

50

50

15

15.5

25

25.5

34.5

36.5

200

230

—

70

70

46

48.3

250

290

—

95

95

69

72.5

350

400

—

140

140

450

520

—

185

185

115

123

550

630

—

230

230

138

145

650

750

—

275

275

161

170

750

865

—

325

315

900

1035

—

395

350

230

245 1050

1210

—

460

445

1175

1350

950

510

—

1300

1500

975

575

—

1550

1785

1175

680

—

1800

2070

1300

830

—

2100

2420

1550

975

—

345

362

500

550

765

800

un

Consulte 8.5.2 para ver las pruebas de usuario. b La selección del BIL inferior para una tensión nominal dada, o para una relación marcada en la figura 14, la tabla 15, la figura 16, la tabla 17 y la figura 18 también reduce otros requisitos como se ha ta bulado anteriormente. La aceptabilidad de estos requisitos reducidos debe evaluarse para un diseño y aplicación específicos de transformadores de instrumentos. c

Para conocer los procedimientos de prueba, consulte IEEE Std C57.19.00. d

Estos valores son requisitos para los bujes del transformador de distribución que están en IEEE Std C57.12.00. y

Para los transformadores de corriente sin aislamiento primario, como el tipo de buje, no hay requisitos de voltaje BIL, picado o aplicado. f

El tiempo mínimo para picar será de 3 μs.

Tabla 3 —Distancias de fuga para aisladores de porcelana Distancia mínima de fuga (mm) Tensión nominal del sistema (kV, rms)

Sistema máximo voltaje (kV, rms)

Contaminación

lumínica

Fuerte contaminación

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15

15.5

240

380

25

25.5

405

635

34.5

36.5

560

875

46

48.3

745

1 170

69

72.5

1 115

1 750

115

123

1 860

2 920

138

145

2 235

3 510

161

170

2 605

4 090

230

245

3 720

5 845

345

362

5 580

8 765

500

550

8 085

12 705

765

800

12 370

19 435

NOTA 1— Las definiciones de niveles de contaminación lumínica y pesada se proporcionan en IEEE Std C57.19.100-2012. NOTA 2— No se ha establecido la distancia de fuga para el aislador compuesto con cobertizos de caucho de silicona. Esta norma recomienda el uso de la misma distancia de fuga que para el aislante de porcelana.

4.6 Aumento de la temperatura Los límites de aumento de temperatura observable en los transformadores de medida cuando se prueben de acuerdo con sus clasificaciones serán los que figuran en el cuadro 4, y los transformadores se diseñarán de modo que el aumento de la temperatura del devanado de punto más caliente por encima del ambiente no supere los valores indicados en el cuadro 4. Cuadro 4 — Límites del aumento de la temperatura 30 °C ambiente Tipo de transformador de medida

55 °C ambiente

Aumento medio Aumento medio de de la temperatura Bobinado de punto la temperatura del Aumento de la del bobinado más caliente bobinado temperatura del determinado por Aumento de determinado por devanado en el punto más Método de temperatura Método de b caliente (°C) B resistencia resistencia (°C) (°C) (°C)

Subida de 55 °C

55 c

65

30

40

Subida de 65 °C

65 c

80

40

55

80 °C de subida tipo seco

80

110

55

85

a El aumento de temperatura de los transformadores de

corriente que forman parte de disyuntores de potencia de alta tensión o transformadores de potencia se ajustará a las normas IEEE C37.04 o IEEE Std C57.12.00, respectivamente (consúltese también el anexo B para las BCT). b El aumento de temperatura de otras partes metálicas no excederá de estos valores. c El aumento de la temperatura en la parte superior del aceite en los transformadores sellados no excederá de estos valores.

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Los terminales destinados a la utilización en el aire se diseñarán de modo que su temperatura máxima de funcionamiento, cuando se ensayen con sus valores nominales, no supere los valores indicados en el cuadro 5. Cuadro 5 — Temperatura máxima de funcionamiento de los terminales de potencia destinados a la conexión atornillada en el aire Rendimiento

Terminales de cobre o aluminio desnudos (°C)

Terminales estañados (°C)

Terminales plateados (°C)

90

105

115

70

105

105

Temperatura

máxima de funcionamiento Temperatura máxima de funcionamiento para uso en aparamenta

metálica a Consulte IEEE Std C37.20.1, IEEE Std C37.20.2

e IEEE Std C37.20.3.

4.7 Requisitos del factor de capacitancia y disipación La capacitancia y el factor de disipación del transformador se medirán a la frecuencia de potencia a las siguientes tensiones de ensayo: 10 kV Tensión nominal máxima El ensayo se realizará antes y después de los ensayos dieléctricos. El aumento de la capacitancia medido después de la comparación con el medido antes de las pruebas dieléctricas será inferior al valor producido por la ruptura de un elemento capacitivo. El factor de disipación se ajustará a los siguientes requisitos: a)

b)

c)

Para transformadores llenos de aceite 1)

El factor de disipación será del 0,5 % como máximo a una temperatura ambiente de referencia de 20 °C.

2)

El aumento absoluto del valor del factor de disipación medido después de compararlo con el valor medido antes de los ensayos dieléctricos será inferior al 0,1 %.

Para transformadores llenos de gas 1)

El factor de disipación será del 0,15 % como máximo a una temperatura ambiente de referencia de 20 °C.

2)

El aumento absoluto del valor del factor de disipación medido después de compararlo con el valor medido antes de los ensayos dieléctricos será inferior al 0,03 %.

Para transformadores con una tensión nominal inferior a 10 kV, para transformadores moldeados de tipo seco sin aislamiento graduado capacitivo o para transformadores de corriente de buje, estos requisitos de factor de capacitancia y disipación no se aplican.

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4.8 Clasificación de las pruebas Estas son las pruebas de rutina, tipo y otras que son necesarias para asegurar que el diseño y la construcción del transformador sean adecuados para cumplir con los requisitos especificados. El método de realización de los ensayos será el descrito en la cláusula 8 a la cláusula 13, o mediante métodos alternativos equivalentes. Muchas referencias están disponibles como fuentes para el material en las cláusulas anteriores. Las referencias mencionadas específicamente se enumeran por número en el anexo A. Otras referencias, que pueden ser de utilidad general para el usuario de estas cláusulas, o de la norma completa, también se incluyen en el Anexo A. Las pruebas de rutina y de tipo se encuentran en la Tabla 6. 4.8.1 Requisitos de ensayo Los requisitos de prueba para transformadores de corriente y transformadores de voltaje se resumen en la Tabla 6. Cuadro 6 — Requisitos de ensayo Medición o prueba

Transformadores de corriente Subcláusula de

Clasificación

referencia

de pruebas

4.7

Tensión aplicada

Transformadores de tensión Subcláusula de

Clasificación

referencia

de pruebas

Rd

4.7

Rd

4.5d), 4.5e), 4.5f), y 8.5.3

R

4.5 a), 4.5 b), 4.5 c), 4.5 d), 4.5e), 4.5f) y 8.5.3

R

Alta parcial

8,6 R y 11,4 T

R/T

8,6 R y 11,4 T

R/T

Voltaje inducido

6.7.2 y 8.5.4

R

7.9 y 8.5.4

R

Sobretensión entre giros

12.3

Ta

Polaridad

8.3 y 9.4

R

8.3 y 10.3

R

Exactitud

Figura 7, 8.1 y 9.1

R

7.10, 8.1 y 10.1

R

Excitación

Figura 7 y 8.2.3

R

8.2.3

T

Error compuesto

8.2.3.1

Rb

Resistencia

8.4

Rc

8.4

T

Impedancia

8.2 y 9.3

T

8.2 y 10.2

T

Clasificación térmica a corto

11.1 y 12.1

T

11.1 y 13.1

T

Factor de capacitancia y disipación

—

—

plazo

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Aumento de temperatura

11.2 y 12.2

T

11.2 y 13.2

T

Pruebas de impulso

11.3

T

11.3

T

Pruebas de resistencia al voltaje húmedo – para transformadores de instrumentos para exteriores

11.5

T

11.5

T

Comprobación del escudo de tierra

11.6

T

11.6

T

R – Prueba de rutina T – Prueba de tipo (prueba de diseño) un

Puede usarse como prueba de rutina en lugar de la prueba inducida cuando el voltaje secundario excede los 1200 V. b Puede utilizarse como prueba de rutina para verificar el cumplimiento de la clase de retransmisión a la corriente nominal. c

Requerido para CT de clase de relé. Esto no es necesario para medir solo CT. Necesario para transformadores de instrumentos llenos de aceite y gas.

d

4.8.2 Ensayosespeciales para transformadores de medida llenos de gas Estas pruebas deben realizarse previo acuerdo entre el productor y el usuario. Los procedimientos para las siguientes pruebas se pueden encontrar en IEEE Std C57.13.5: a)

Prueba del sistema de sellado

b)

Prueba de arco interno

4.8.3 Otros ensayos Otras pruebas son pruebas adicionales realizadas para la información de la aplicación, para el suministro de datos específicos solicitados por los usuarios, para la verificación de la capacidad de tipo, etc. Ejemplos de otras pruebas son, pero no se limitan a las siguientes: a)

Pruebas de precisión especiales

b)

Capacidades del transformador de voltaje con respecto a las características de sobrevoltaje del 125%, 140% y 173%

c)

Prueba de voltaje de influencia de radio (RIV)

d)

Ensayos de ciclo térmico

e)

Evaluaciones/pruebas sísmicas

f)

Carga mecánica

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4.9 Construcción 4.9.1 Polaridad y marcado terminal La polaridad instantánea relativa de los terminales o cables deberá indicarse claramente mediante marcas permanentes que no puedan borrarse fácilmente. Cuando la polaridad se indique con letras, se utilizará la letra "H" para distinguir los cables o termi nales conectados al devanado primario y la letra "X" (también "Y" y "Z", etc., si se proporcionan múltiples devanados secundarios) se utilizará para distinguir los cables o terminales conectados al devanado secundario. Además, cada cable estará numerado, por ejemplo, H1, H2, X1 y X2. Si se suministran más de tres devanados secundarios, se identificarán como X, Y, Z y W para cuatro devanados secundarios; X, Y, Z, W y V para cinco devanados secundarios; X, Y, Z, W, V y U para seis devanados secundarios, y así sucesivamente. H1 y X1 (también Y1 y Z1, etc., si se proporcionan) serán de la misma polaridad. Cuando se proporcionen múltiples bobinados primarios, los cables o terminales se designarán con la letra "H" junto con pares consecutivos de números (H1, H2, H3, H4, etc.). Los cables o terminales impares serán de la misma polaridad. Cuando se suministren grifos o cables en el devanado o bobinados secundarios, los cables o terminales se escribirán como se indica más arriba y se numerarán X1, X2, X3, etc., o Y1, Y2, Y3, etc., con los números más bajo y más alto que indiquen el devanado completo y los números intermedios que indiquen los grifos en su orden relativo. Cuando X1 no esté en uso, el número inferior de los dos cables en uso será el cable de polaridad. En el caso de relaciones primarias duales obtenidas por tomas secundarias, el terminal X3 o Y3 será común a ambas tomas. 4.9.2 Requisitos de protección de tierra Para los transformadores de instrumentos de la clase 72 kV y por encima de un blindaje de ti erra se suministrará entre los devanados primario y secundario. 4.9.3 Símbolos Los símbolos del transformador de instrumentos se dan en la Tabla 7.

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Cuadro 7 —Símbolos del transformador de instrumentos Símbolo : (colon)

Transformadores de tensión

Transformadores de corriente

Expresión de ratio, sólo para mostrar la relación entre primaria y secundaria voltajes o entre voltajes primarios y terciarios

Relación entre amperios primarios y secundarios Ejemplo: Transformador de corriente con un devanado primario y un devanado secundario Relación de corriente 100:5 A

Ejemplo: Transformador de voltaje con un devanado primario y un devanado secundario 14 Relación 400:120 V 120:1 × (signo de multiplicación)

Clasificaciones de voltaje o relaciones de transformador con un primario o bobinado secundario con dos o Más bobinas para conexión en serie o en paralelo Ejemplo: Transformador de voltaje con bobinado primario en dos bobinas para conexión en serie o en paralelo para dos clasificaciones.

Valores nominales de corriente del transformador con un devanado primario o secundario que tiene dos o más bobinas para conexión en serie o en paralelo Ejemplo: Transformador de corriente con dos devanados primarios en dos bobinas para conexión en serie o en paralelo para dos proporciones Relación de corriente 100 × 200:5 A

2.400 × 4.800 V Relación 20 × 40:1 & (ampersand)

Clasificaciones de voltaje o relaciones de devanados secundarios separados en un núcleo Ejemplo: Transformador de voltaje para conexión línea a tierra, con un devanado primario y dos devanados secundarios 14 400:120 y 72 V Relación 120: 1 y 200: 1

Clasificaciones de amperios de bobinados primarios separados en un núcleo (Cuando todas las clasificaciones de corriente primaria son las mismas, el El transformador producirá corriente secundaria nominal cuando cada devanado primario lleve corriente nominal y el Las corrientes primarias están en fase. Cuando todas las corrientes primarias no son iguales, el transformador debe producir corriente secundaria cuando la corriente primaria es corriente nominal en un solo devanado primario.) a) Transformador con dos o más devanados primarios diseñados para ser utilizados individualmente Ejemplo: transformador de corriente con dos devanados primarios Relación de corriente 100 & 600:5 A b)

Transformador totalizador con dos o más devanados primarios que se pueden usar simultáneamente y conectar en diferentes circuitos

Ejemplo: transformador de corriente totalizador con tres devanados primarios Relación de corriente 5 & 5 & 5:5 A c)

Transformador para circuito monofásico de tres hilos con dos devanados primarios separados Ejemplo: transformador de corriente para trifásico monofásico Relación de corriente

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100 & 100:5 A

Cuadro 7—Símbolos de transformadores de instrumentos (continuación) Símbolo / (línea inclinada simple )

Transformadores de tensión

Transformadores de corriente

Dos o más clasificaciones de tensión primaria o secundaria obtenidas por grifos en el devanado secundario.

Diferentes clasificaciones de corriente primaria obtenidas por grifos en el devanado secundario

Ejemplo: Transformador de voltaje con tomas en el devanado secundario para Clasificaciones de voltaje primario adicionales 8 400/12 000/14 400 V Relación 70/100/120:1

Ejemplo: Transformador de corriente con tomas en el devanado secundario para relaciones adicionales Relación de corriente 300/400/600:5 A

Ejemplo: Transformador de voltaje con un grifo en el devanado secundario para clasificaciones de voltaje secundario adicionales 14 000 V Relación 120/200:1

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//

Clasificaciones de amperios de devanados secundarios separados, cada uno con un núcleo independiente

(No se utiliza)

(doble inclinación línea)

E / (E/E1Y) / (E/E, GrdY) (Designación de las clasificaciones de tensión primaria)

Ejemplo: transformador de corriente con dos devanados secundarios separados y dos núcleos Relación de corriente 600:5//5 Ejemplo: Transformador de voltaje con voltaje nominal E para conexión en un sistema de voltaje E

(No se utiliza directamente)

14 000 (E) Ejemplo: Transformador de voltaje con Tensión nominal E que es adecuada para la conexión en un sistema de tensión E o para la conexión en Y en un sistema de voltaje E1 2 400/4 160Y (E/E1Y) Ejemplo: Transformador de voltaje con Tensión nominal E con aislamiento reducido en el extremo neutro, para línea a tierra conexión en un sistema de voltaje E1 7 200/12 470GrdY (E/E, GrdY)

5. Clases de precisión para la medición

5.1 Base para las clases de precisión Las clases de precisión para la medición de ingresos se basan en el requisito de que el factor de corrección del transformador (TCF) del transformador de tensión o del transformador de corriente esté dentro de los límites especificados cuando el factor de potencia (retraso) de la carga medida tenga un valor de 0,6 a 1,0, en las condiciones especificadas de la siguiente manera: a)

Para los transformadores de corriente, a la carga estándar especificada (véase 6.2 para las cargas estándar) al 10% o al 5% (véase la Tabla 10), y al 100% de la corriente primaria nominal [también a la corriente correspondiente al factor de clasificación (RF) si es superior a 1,0]. La clase de precisión a una carga estándar más baja no es necesariamente la misma que a la carga estándar especificada.

b)

Para transformadores de tensión, para cualquier carga en voltamperes de cero a la carga estándar especificada, al factor de potencia de carga estándar especificado (véase 7.2 para cargas estándar) y a cualquier tensión comprendida entre el 90% y el 110% de la tensión nominal. La clase de precisión a una carga estándar inferior de un factor de potencia diferente no es necesariamente la misma que a la carga estándar especificada.

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5.2 Expresión del factor de corrección del transformador a 0,6 factor de potencia (retraso) de la carga medida Se puede demostrar que un TCF a 0,6 factor de potencia (retraso) de la carga medida es el siguiente: 9 a) Para transformadores de tensión

TCF = RCF+

(1) b) Para transformadores de corriente

TCF = RCF−

(2)

Dónde Rcf c, ß

es el factor de corrección de la relación derivado de 1 – (±Ratio Error/100). Tenga en cuenta que para los transformadores que tienen un error de relación negativa, el RCF será mayor que la unidad. es el ángulo de fase, en minutos, para transformadores de tensión y transformadores de corriente, respectivamente.

5.3 Clases de precisión estándar Los límites del factor de corrección del transformador en las clases de precisión estándar serán los que figuran en el cuadro 8. Tabla 8 —Clase de precisión estándar para el servicio de medición y límites correspondientes del factor de corrección del transformador y del factor de corrección de la relación [factor de potencia de 0,6 a 1,0 (retraso) de la carga medida] c

Clase de precisión

de medición

Transformadores de tensión (a 90% a 110% de voltaje nominal)

Mínimo

Máximo

Transformadores de

corriente Al 100% de la corriente nominal a Mínimo

Máximo

Al 10% de corriente nominal Mínimo

Máximo

A una corriente nominal del 5% Mínimo

Máximo

0,15Sb

—

—

0.9985

1.0015

—

—

0.9985

1.0015

0,15 b

0.9985

1.0015

0.9985

1.0015

—

—

0.9970

1.0030

0,15N

—

—

0.9985

1.0015

0.9970

1.0030

—

—

0,3 S

—

—

0.9970

1.0030

—

—

0.9970

1.0030

0.3

0.9970

1.0030

0.9970

1.0030

0.9940

1.0060

—

—

0.6

0.9940

1.0060

0.9940

1.0060

0.9880

1.0120

—

—

1.2

0.9880

1.0120

0.9880

1.0120

0.9760

1.0240

—

—

9

Este is cierto de los errores dentro del rango de las clases de precisión de medición estándar.

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En el caso de los transformadores de corriente, el límite de corriente nominal del 100% se aplica también a la corriente correspondiente al factor nominal de corriente térmica continua. b Definido previamente en IEEE Std C57.13.6. c Pueden especificarse otros requisitos de precisión que deben incluirse en la placa de identificación.

5.4 Valores límite del factor de corrección de la relación y del ángulo de fase para las clases de precisión estándar Los valores límite de RCF son los mismos que los de TCF (véase 5.2). Para cualquier valor conocido de RCF para un transformador dado, los valores límite de los ángulos derivados de la expresión en 5.2 se dan como se muestra en la Ecuación (3) y la Ecuación (4). 10 a) Para transformadores de tensión

γ= 2600×(TCF−RCF) b)

(3)

Para transformadores de corriente

β=2600 (× RCF TCF− )

(4) en el que TCF se toma como valores máximos y mínimos, que figuran en la Tabla 8, para la clase de precisión especificada. Estas relaciones se muestran gráficamente en la Figura 2, Figura 3 y Figura 4 para transformadores de corriente, y Figura 5 para transformadores de voltaje.

Figura 2 —Límites para las clases de precisión de los transformadores de corriente para la medición En la Figura 2, los requisitos de precisión para la corriente nominal del 100% también se aplican a la corriente nominal continua del transformador.

10

Esto es cierto para los errores dentro del rango de las clases de precisión de medición estándar.

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Figura 3 —Límites para la clase de precisión de 0,15 para transformadores de corriente para medición En la figura 3, las características del transformador se situarán dentro de los límites establecidos del paralelogramo al 5% y al 100% de la corriente nominal. Para los transformadores de corriente, los límites de corriente nominal del 100% también se aplican a la corriente correspondiente al factor de clasificación de corriente térmica continua, si es superior a 1.0.

Figura 4 —Límites para las clases de precisión 0.3S y 0.15S para transformadores de corriente para medición En la figura 4, las características del transformador se situarán dentro de los límites establecidos del paralelogramo desde el 5% hasta el 100% de la corriente nominal. Para los transformadores de corriente, el límite también se aplica a la corriente correspondiente al factor de clasificación de corriente térmica continua, si es mayor que 1.0.

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1.012 1.006 1.0030 1.00150

1.006 1.003 1.0015 1.00075

1.000 1.000 1.0000 1.00000

0.994 0.997 0.9985 0.99925

0.988 0.994 0.9970 0.99850 -7.5

-5.0

-2.5

0

+2.5

+5.0

+7.5

-15

-10

-5

0

+5

+10

+15

-30

-20

-10

0

+10

+20

+30

-60 -40 -20 0 +20 +40 +60 REZAGADOS ÁNGULO DE FASE-MINUTOS PRINCIPAL

Figura 5 —Límites de las clases de precisión para transformadores de tensión para medición En la figura 5, la característica del transformador se situará dentro de los límites del paralelogramo para todas las tensiones comprendidas entre el 90% y el 110% de la tensión nominal.

6. Transformadores de corriente

6.1 Términos en los que se expresarán las calificaciones Las clasificaciones de un transformador de corriente incluirán: a)

Nivel básico de aislamiento de impulsos en términos de voltaje de prueba de onda completa (ver Tabla 2).

b)

Tensión nominal del sistema o tensión máxima del sistema (véase el cuadro 2).

c)

Frecuencia (en Hz).

d)

Corrientes primarias y secundarias nominales (véase 6.3, así como la Tabla 9 y la Tabla 2).

e)

Clases de precisión con cargas estándar (véanse 6.3, 6.4, así como la Tabla 8, la Tabla 10 y la Tabla 13).

f)

Factor nominal de corriente térmica continua basado en la temperatura media del aire ambiente de 30 °C, a menos que se indique lo contrario (véase 6.5).

g)

Clasificación de corriente mecánica de corta duración y corriente térmica de corta duración (véase 6.6).

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Cuadro 9 —Ejemplo de nominales para transformadores de corriente con una o dos relaciones Clasificaciones típicas actuales (A) a

Proporción

única

a

Doble relación con bobinados primarios serie-paralelo

Doble relación con grifos en bobinado secundario

5:5

150:5

1 500:5

25 × 50:5

25/50:5

10:5

200:5

1 600:5

50 × 100:5

50/100:5

15:5

250:5

2 000:5

100 × 200:5

100/200:5

20:5

300:5

2 500:5

200 × 400:5

200/400:5

25:5

400:5

3 000:5

400 × 800:5

300/600:5

30:5

500:5

4 000:5

500 × 1 000:5

400/800:5

40:5

600:5

5 000:5

600 × 1 200:5

500/1 000:5

50:5

750:5

6 000:5

1 000 × 2 000:5

600/1 200:5

60:5

800:5

8 000:5

2 000 × 4 000:5

1 000/2 000:5

75:5

1 000:5

10 000:5

1 500/3 000:5

100:5

1 200:5

12 000:5

2 000/4 000:5

Podrán seleccionarse otras clasificaciones según lo acordado entre el fabricante y el usuario final.

6.2 Cargas estándar Las cargas estándar para los transformadores de corriente con corriente secundaria nominal de 5 A tendrán resistencia e inductancia de acuerdo con la Tabla 10 para la medición y la Tabla 13 para el relé.

6.3 Índices de precisión para la medición Un transformador de corriente para medición recibirá una clasificación de precisión para cada carga estándar para la que esté clasificado (véase la cláusula 5). La clase de precisión podrá indicarse para la carga máxima para la que está clasificada e implicará que todas las demás cargas inferiores también estarán incluidas en esa clase; por ejemplo, 0.3 B-1.8 implicaría 0.3 B-0.1, B0.2, B-0.5, B-0.9 y B-1.8. Si la clase de precisión dada es específica solo para la carga que se asigna, por ejemplo, 0.3 @ B-0.5, o un rango de cargas, por ejemplo, 0.3 @ B0.5-B0.9, entonces la clase de precisión no está garantizada para otras cargas a menos que se indique específicamente. Los medidores electrónicos y los circuitos de conexión pueden presentar una carga menor, lo que a fecta la relación de transformadores de corriente y el ángulo de fase. Un transformador de corriente que cumple una clase de precisión dada en B-0.1 y menos puede no cumplir con la misma clase de precisión cuando la aplicación requiere un factor de potencia de carga entre 0.9 y la unidad. Las cargas "E" se indicarán por separado.

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Cuadro 10 —Cargas de medición estándar para transformadores de corriente con devanados secundarios de 5 Aa Designación

Cargas Cargas

electrónicas

Cargas de

medición

de la carga b

Resistencia (Oh)

Inductancia (mH)

Impedancia (Ω) C

E0.04

0.04

0

E0.2

0.2

B-0.1

Potencia

Potencia

total (VA a total (VA a 5 A)

1 A)

0.04

1.0

0.04

0

0.2

5.0

0.2

0.09

0.116

0.1

2.5

0.1

B-0.2

0.18

0.232

0.2

5.0

0.2

B-0,5

0.45

0.580

0.5

12.5

0.5

B-0,9

0.81

1.040

0.9

22.5

0.9

B-1.8

1.62

2.080

1.8

45.0

1.8

Factor

de potencia 1.0

0.9

a

Si el devanado secundario de un transformador de corriente tiene una clasificación distinta de 5 A, la impedancia, el factor de potencia y la designación de la carga seguirán siendo los mismos, mientras que el VA a la corriente nominal se ajustará en [5/(amperios nominales)]. 2 b Estas designaciones de carga estándar no tienen importancia en frecuencias distintas de 60 Hz. c La tolerancia de impedancia es +5% y –0%.

6.3.1 Grado de precisión del transformador de corriente secundario roscado o de relación múltiple La clasificación de precisión de medición se aplica solo al devanado secundario completo, a menos que se especifique lo contrario (consulte la Tabla 11). Tabla 11 —Clasificaciones del transformador de corriente, tipo de relación múltiple Grifos

Clasificaciones actuales (A)

Grifos

Clasificaciones actuales (A)

secundarios 600:5

secundarios 3000:5

50:5

X2 − X3

300:5

X3 − X4

100:5

X1 − X2

500:5

X4 − X5

150:5

X1 − X3

800:5

X3 − X5

200:5

X4 − X5

1000:5

X1 − X2

250:5

X3 − X4

1200:5

X2 − X3

300:5

X2 − X4

1500:5

X2 − X4

400:5

X1 − X4

2000:5

X2 − X5

450:5

X3 − X5

2200:5

X1 − X3

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500:5

X2 − X5

2500:5

X1 − X4

600:5

X1 − X5

3000:5

X1 − X5

1200:5

4000:5

100:5

X2 − X3

500:5

X1 − X2

200:5

X1 − X2

1000:5

X3 − X4

300:5

X1 − X3

1500:5

X2 − X3

400:5

X4 − X5

2000:5

X1 − X3

500:5

X3 − X4

2500:5

X2 − X4

600:5

X2 − X4

3000:5

X1 − X4

800:5

X1 − X4

3500:5

X2 − X5

900:5

X3 − X5

4000:5

X1 − X5

1000:5

X2 − X5

1200:5

X1− X5 2000:5

5000:5

300:5

X3 − X4

500:5

X2 − X3

400:5

X1 − X2

1000:5

X4 − X5

500:5

X4 − X5

1500:5

X1 − X2

800:5

X2 − X3

2000:5

X3 − X4

1100:5

X2 − X4

2500:5

X2 − X4

1200:5

X1 − X3

3000:5

X3 − X5

1500:5

X1 − X4

3500:5

X2 − X5

1600:5

X2 − X5

4000:5

X1 − X4

2000:5

X1 − X5

5000:5

X1 − X5

6.4 Índices de precisión para la retransmisión Un transformador de corriente diseñado para fines de relé recibirá una clasificación de precisión con arreglo al cuadro 12.

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Tabla 12 —Precisión del transformador de corriente de retransmisión Límites del error de ratio Clase de relevos

@ corriente nominal

@ 20 veces la corriente nominal

Clasificación C y T

3% a

10%

Clasificación X

1%

Definido por el usuario

a

Para la TC de tipo ventana con 50 vueltas secundarias (250,5) o menos, el error de relación a la corriente nominal puede superar el 3%.

Tabla 13 —Cargas de relé estándar para transformadores de corriente con devanados secundarios de 5 A Designación Cargas

de la carga b

Transmisión de cargas

Potencia Factor Voltaje Resistencia Inductancia Impedancia de del total (VA a 5 (Oh) (mH) (Ω) C potencia terminal A)

B-0.1

0.09

0.116

0.1

2.5

0.9

10

B-0.2

0.18

0.232

0.2

5.0

0.9

20

B-0,5

0.45

0.580

0.5

12.5

0.9

50

B-1.0

0.50

2.300

1.0

25.0

0.5

100

B-2.0

1.00

4.600

2.0

50.0

0.5

200

B-4.0

2.00

9.200

4.0

100.0

0.5

400

B-8.0

4.00

18.400

8.0

200.0

0.5

800

a

Si el devanado secundario de un transformador de corriente tiene una clasificación distinta de 5 A, la carga equivalente se obtendrá dividiendo la tensión del terminal secundario por (I S × 20). Por ejemplo, si la corriente secundaria nominal es 1 A y la clase de relé es C100, entonces la carga correspondiente para desarrollar el voltaje del terminal secundario sería 100 V / (1 A × 20) = 5 Ω. b Estas designaciones de carga estándar no tienen importancia en frecuencias distintas de 60 Hz. c La tolerancia de impedancia es +5% y –0%.

6.4.1 Base para las clasificaciones de precisión de retransmisión

6.4.1.1 Clasificación C Cubre los transformadores de corriente en los que el flujo de fuga en el núcleo del transformador no tiene un efecto apreciable en la(s) relación(es) dentro de los límites definidos en 6.4 con cargas estándar descritas en la Tabla 13, de modo que la relación pueda calcularse de acuerdo con 9.1.1, 9.1.2 y 9.1.3.

6.4.1.2 Clasificación T Cubre los transformadores de corriente en los que el flujo de fuga tiene un efecto apreciable en la(s) relación(es) dentro de los límites definidos en la Tabla 13 con cargas estándar descritas en la Tabla 13, de modo que no es práctico calcular la relación.

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6.4.1.3 Tensión del terminal secundario La clasificación de relés para las clases C y T se da en términos de la tensión terminal secundaria, que el transformador de corriente suministrará a una carga estándar a 20 veces la corriente nominal sin exceder los límites descritos en 6.4. Las clasificaciones de voltaje del terminal secundario se basan en una corriente secundaria nominal de 5 A (100 A a 20 veces) y cargas estándar según la Tabla 13. 6.4.1.4 Clasificación X Definido por el usuario para una condición específica en la que los requisitos mínimos de excitación secundaria se dan de la siguiente manera: Ek es el voltaje mínimo del punto de rodilla Ik es la corriente más emocionante en Ek Rct es la resistencia máxima permitida de bobinado secundario medido en corriente continua corregida a 75 °C El error de relación a la corriente nominal será el definido en el punto 6.4. Si solo se administra Ek, entonces el fabricante establecerá Ik y Rct en función del diseño necesario requerido para cumplir con Ek.

6.4.1.5 Clasificaciones de rendimiento transitorio Para conocer los requisitos de los transformadores de corriente Clase TPX, TPY y TPZ, consulte IEC 618692.

6.4.2 Transformador de corriente secundario o multirelación roscado La clase de precisión del relé solo se aplica al bobinado completo, a menos qu e se especifique lo contrario. Si los transformadores tienen clasificación C en el devanado completo, todas las secciones roscadas se dispondrán de manera que la relación pueda calcularse de conformidad con los puntos 9.1.1, 9.1.2 y 9.1.3.

6.5 Factores nominales de corriente térmica continua basados en la temperatura ambiente media del aire a 30 °C Los factores de clasificación de corriente térmica continua preferidos son 1.0, 1.33, 1.5, 2.0, 3.0 o 4.0.

6.6 Calificaciones actuales a corto plazo La corriente térmica de corto plazo y las capacidades mecánicas de corto tiempo no son independientes.

6.6.1 Clasificación de corriente mecánica de corta duración La corriente nominal mecánica de corto tiempo es el valor máximo de pico de una onda de corriente primaria totalmente desplazada (asimétrica) cuya magnitud será 2,7 veces la clasificación térmica de corto plazo, que el transformador es capaz de soportar con el devanado secundario en cortocircuito. "Capaz de resistir" se interpretará en el sentido de que, si está sujeto a este deber, el transformador de corriente no deberá presentar daños y deberá ser capaz de cumplir con los demás requisitos aplicables de esta norma.

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6.6.2 Corriente térmica de corta duración La corriente nominal térmica de corto plazo de un transformador de corriente es la corriente primaria simétrica rms que se puede transportar durante 1 s con el devanado secundario en cortocircuito sin exceder en ningún devanado la temperatura límite. La temperatura de un conductor en los devanados de un transformador de corriente se determinará a partir del cálculo utilizando los métodos especificados en el punto 11.1.2. La temperatura límite será de 250 °C para el conductor de cobre o de 200 °C para el conductor eléctrico (CE) de aluminio. Se permitirá una temperatura máxima de 250 °C para las aleaciones de aluminio que tengan propiedades de recocido de resistencia a 250 °C equivalentes al aluminio EC a 200 °C, o para aplicaciones de aluminio EC cuando las características del material totalmente recocido satisfagan los requisitos mecánicos. Si la clasificación de 1 segundo no depende de la saturación del núcleo (véase 12.1), la corriente nominal térmica de corta duración para cualquier tiempo de hasta 5 s puede determinarse a partir de la clasificación de 1 s dividiendo la corriente durante 1 s por la raíz cuadrada del número especificado de segundos. Por ejemplo, la clasificación de corriente térmica de 3 segundos es igual a la clasificación de corriente de 1 segundo dividida por la raíz cuadrada de 3, o el 58% de la clasificación de un segundo. Este cálculo incluye la suposición de que la corriente primaria es simétrica durante el intervalo de tiempo.

6.6.3 Corrientes nominales continuas y de corta duración de los transformadores de corriente de tipo ventana o de buje Dichos transformadores de corriente, en los que el conductor primario no sea parte integrante de los transformadores de corriente, se clasificarán en términos de corriente primaria, aunque las limitaciones mecánicas y térmicas de corta duración y las limitaciones térmicas continuas sean únicamente las del devanado secundario. Tales clasificaciones especificadas para los transformadores de corriente de esta construcción no deben considerarse aplicables al conductor utilizado para el devanado primario de estos transformadores; Como tal, el conductor puede ser un componente de otro aparato o trabajo de bus que tiene diferentes limitaciones. Para los transformadores de corriente de tipo buje, véase el anexo B.

6.7 Tensiones inducidas por el devanado secundario 6.7.1 Funcionamiento con circuito secundario abierto Los transformadores de corriente nunca deben funcionar con el circuito secundario abierto porque pueden producirse picos de tensión peligrosos. Los transformadores que cumplan con esta norma deberán poder funcionar en condiciones de emergencia durante 1 minuto con corriente primaria nominal multiplicada por el factor nominal con el circuito secundario abierto si la tensión de circuito abierto no supera los 3500 V de pico. Cuando el voltaje de circuito abierto excede el pico de 3500 V, el usuario debe considerar aplicar un dispositivo limitador de voltaje (varistores o espacios de chisp a) a través de los terminales secundarios. El dispositivo limitador de voltaje debe ser capaz de soportar una situación de circuito abierto durante un período de 1 minuto sin dañar el circuito secundario. Es posible que sea necesario reemplazar el disposit ivo limitador de voltaje después de una condición tan anormal.

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6.7.2 Prueba de tensión inducida Para frecuencias de ensayo de 120 Hz e inferiores, la tensión de ensayo de 1 minuto aplicada a los terminales secundarios con el devanado primario abierto será el doble de la tensión nominal del terminal secundario del relé indicada en 6.4.1.3, pero no inferior a 200 V. Para frecuencias de prueba superiores a 120 Hz, consulte 8.5.4 para la duración de la prueba. Los transformadores sin clasificación de tensión de relé se probarán a 200 V. Para la clasificación X, el nivel inducido será de 2 × Ek o 2500 V rms (pico de 3,5 kV), si este último es menor. Si es necesaria una frecuencia superior a 60 Hz para evitar una corriente de excitación excesiva, véase 8.5.4 para un tiempo de aplicación reducido. Si el voltaje no se puede inducir sinusoidalmente incluso a 400 Hz sin saturación del núcleo, no se requiere ninguna prueba. Esta prueba no es necesaria para transformadores de corriente BIL de 10 kV de 10 kV tipo ven tana o barra que tienen una clasificación inferior a 600 A y que no tienen una clasificación de precisión de relé.

6.8 Placas de identificación Los transformadores de corriente estarán provistos de placas de identificación que incluirán, como mínimo, la siguiente información (véase el cuadro 7): a)

Nombre del fabricante o marca tr

b)

Tipo de fabricante

c)

Número de serie del fabricante

d)

Año de fabricación

e)

Corriente primaria nominal

f)

Corriente secundaria nominal

g)

Tensión nominal del sistema (NSV) y/o tensión máxima del sistema (MSV) (ninguna para las CT de buje)

h)

Nivel básico de aislamiento de impulsos (BIL) (ninguno para CT de bujes)

i)

Frecuencia nominal (Hz)

j)

Clasificación térmica y mecánica a corto plazo

k)

Factor nominal de corriente térmica continua (RF) (Estado ambiente si no es de 30 °C)

l)

Grado de precisión

1)

Clase de precisión de medición a cargas estándar especificadas

2)

Clasificación de precisión de relé en transformadores destinados principalmente a aplicaciones de relé

m)

Estándar aplicable (IEEE Std C57.13 para Clase 1 e IEEE Std C57.13.5 para Clase 2)

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n)

En el caso de los transformadores llenos de aceite, la placa de identificación indicará que el transformador no contiene niveles detectables de PCB en el momento de la fabricación.

NOTA 1— Consulte IEEE Std C37.04 y NEMA SG 4 para conocer los requisitos de la placa de identificación en disyuntores de alto voltaje. NOTA 2— Requisitos adicionales para las BCT, véase el Anexo B.

6.9 Terminales Los terminales primarios de los transformadores de corriente de tipo bobinado y tipo barra deben ser adecuados para su uso con conductores de aluminio o cobre. Los terminales secundarios y los terminales de tensión, cuando estén previstos, deberán ser adecuados para su uso con conductores de cobre.

6.10 Datos de la aplicación Los datos característicos de los puntos 6.10.1 y 6.10.2 adecuados para describir o calcular el rendimiento se facilitarán previa solicitud. 6.10.1 Datos para aplicaciones de medición Estos datos consistirán en lo siguiente: a)

Curvas típicas de factor de corrección de relación y ángulo de fase, para las cargas estándar para las que se asignan clasificaciones de precisión de medición, trazadas en el rango de corriente según la Tabla 8 desde 0.1 o 0.05 veces la corriente nominal hasta la clasificación máxima de corriente térmica continua. Estas curvas se trazarán en papel de coordenadas rectangular y no será n ecesario dibujarlas cuando los errores superen los límites de la clase de precisión 1.2.

b)

Clasificaciones de corriente mecánica de corta duración y corriente térmica de corta duración, tal como se definen en 6.6.1 y 6.6.2, respectivamente.

6.10.2

Datos

para

aplicaciones

de

retransmisión Estos datos consistirán en lo siguiente: a)

Clasificación de precisión de retransmisión, tal como se define en 6.4.

b)

Clasificaciones de corriente mecánica de corta duración y corriente térmica de corta duración, tal como se definen en 6.6.1 y 6.6.2, respectivamente.

c)

Resistencia del devanado secundario entre los terminales secundarios a una temperatura especificada dada de tal manera que pueda determinarse el valor para cada relación publicada.

d)

Para los transformadores de clase C, curvas de excitación típicas en papel de coordenadas log-log, con décadas cuadradas, trazadas entre la corriente de excitación y el voltaje secundario inducido para cada relación publicada, que se extiende desde el 1% del voltaje del terminal secundario de precisión del relé hasta un voltaje que causará una corriente de excitación de cinco veces la corriente secundaria nominal.

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Las curvas también mostrarán la rodilla de la curva. Para transformadores de corriente con núcleos no separados, la rodilla se define como el punto donde la tangente e stá a 45 ° a la abscisa. Para los transformadores de corriente que se ajusten a esta norma, será posible dibujar las tangentes anteriores a las curvas de excitación. La tolerancia máxima de los valores de excitación por encima y por debajo de la rodilla será la indicada (véase la figura 6). NOTA—La tangente de 45° se estableció a partir de la experiencia con materiales magnéticos convencionales. La importancia de estos puntos tangentes dependerá del material magnético en uso.

e)

11

Para los transformadores de clase T, curvas típicas de relación de sobrecorriente en papel de coordenadas rectangular trazadas entre corriente primaria y secundaria en el rango de 1 a 22 veces la corriente primaria nominal para todas las cargas estándar hasta la carga estándar, lo que provoca una corrección de relación del 50% (ver Figura 7). 11

Excepto B-0.9 y B-1.8.

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Figura 6 —Curvas de excitación típicas para transformadores de corriente de clase C multirelación con núcleos sin separación

Figura 7 —Curva típica de relación de sobrecorriente

6.11 Pruebas de precisión rutinarias Los ensayos de transformadores de corriente con índices de precisión de medición se realizarán en cada transformador, y consistirán en la medición de la relación de error (factor de corrección de la relación) y el ángulo de fase al factor de clasificación, al 100 % y al 10 % o 5 % de la corriente nominal según el cuadro 8, cuando se energizen a la frecuencia nominal y a la carga nominal. A menos que el cliente solicite lo contrario, los transformadores de corriente no compensados se probarán solo con la carga nominal máxima. Las pruebas de precisión de rutina para transformadores de corriente con una clasificación de precisión de relé se realizarán en cada transformador y consistirán en una verificación de la relación de vueltas, excitación secundaria y mediciones RCF al 100% de corriente nominal con carga nominal estándar. Para núcleos de tipo anillo de baja reactancia, la medición RCF puede ser el error compuesto realizado por excitación secundaria a la tensión equivalente a la carga nominal estándar al 100% calculada en 9.1.1, 9.1.2 y 9.1.3. El ensayo de excitación secundaria de rutina consistirá en una determinación del punto de rodilla de los transformadores de clase C para demostrar el cumplimiento de la curva característica publicada. Para los transformadores de clasificación X, la prueba de excitación secundaria de rutina consistirá en mediciones de tensión de excitación frente a corriente de excitación en Ek, y en dos puntos adicionales (un 41 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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punto por encima de Ek y un punto por debajo de Ek). Los puntos de prueba son arbitrarios y seleccionados por conveniencia para verificar la conformidad, y deben ser al menos el 50% de Ek. Si Rct era un parámetro dado, se medirá y corregirá a 75 °C. Todas las mediciones de excitación se compararán con la curva publicada y cumplirán los límites indicados en la figura 6 (excepto para la clase X, donde Ek e Ik son límites máximos). Se pueden requerir puntos adicionales según se considere necesario para demostrar el cumplimiento.

7. Transformadores de tensión 7.1 Términos en los que se expresarán las calificaciones Las clasificaciones nominales de un transformador de tensión incluirán: a)

Nivel básico de aislamiento de impulsos en términos de voltaje de prueba de onda completa (ver Tabla 14 a Tabla 18, así como Figura 8 a Figura 15).

b)

Tensión y relación primarias nominales (ver Tabla 14 a Tabla 18, así como Figura 8 a Figura 15). La tensión secundaria es de 120 V hasta 25 kV clase inclusive y 115 voltios por encima de 25 kV. c) Frecuencia (en Hz)

d)

Clasificaciones de precisión (véase 5.3)

e)

Clasificación de carga térmica (véase 7.4)

En la Tabla 14 a la Tabla 17, los transformadores de voltaje conectados línea a tierra en un sistema sin conexión a tierra no pueden considerarse transformadores de puesta a tierra y no deben funcionar con los devanados secundarios en delta cerrado porque pueden fluir corrientes excesivas en el delta. Tabla 14 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión del grupo 1 marcada

Nivel básico de aislamiento de impulsos (kV pico)

120/208Y

1:1

10

240/416Y

2:1

10

300/520Y

2.5:1

10

120/208Y

1:1

30

240/416Y

2:1

30

300/520Y

2.5:1

30

480/832Y

4:1

30

600/1 040Y

5:1

30

2 400/4 160Y

20:1

60

4 200/7 270Y

35:1

75

4 800/8 320Y

40:1

75

Tensión nominal (V)

Proporción

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7 200/12 470Y

60:1

110 ó 95

8 400/14 400Y

70:1

110 ó 95

12 000/20 750Y

100:1

150 ó 125

14 400/24 940Y

120:1

150 ó 125

Los

transformadores de voltaje del Grupo 1 son para aplicaciones con el 100% del voltaje primario nominal en todo el devanado primario cuando se conectan línea a línea o línea a tierra. (Para las conexiones típicas, consulte la Figura 8 y la Figura 9). Los transformadores de tensión del grupo 1 deberán poder funcionar al 125 % de la tensión nominal en caso de emergencia (8 h) (esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia), siempre que la carga, en voltios-amperios a tensión nominal, no supere el 64 % de la carga nominal térmica, sin superar las siguientes temperaturas medias del devanado: 105 ° C para tipos de elevación de 55 °C, 115 °C para tipos

de subida a 65 °C y 130 °C para tipos de subida a 80 °C. Esto resultará en una reducción de la esp eranza de vida. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN GRUPO 1 TENSIÓN NOMINAL 2 400/4 160 Y 2 DELTA DE 400 V SISTEMA

2 400 V 2 400 V

LO ANTERIOR TRANSFORMADORES QUIZÁS CONEXO LÍNEA A LÍNEA EN UN 2 DELTA DE 400 V SISTEMA

2 400 V

Figura 8 —Conexiones primarias típicas

O 4 160V WYE SISTEMA NEUTRAL CONEXIÓN A TIERRA EFECTIVA

4 160 V 4 160 V

4 160 V

LINE-TO-NEUTRAL EN UN 4 160 V WYE SYSTEM

2 400 V 2 400 V

2 400 V

Figura 9 —Conexiones primarias típicas alternativas Cuadro 15 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión del grupo 2a Proporción

marcada

Nivel básico de aislamiento de impulsos (kV pico)

120

1:1

10

240

2:1

10

300

2.5:1

10

480

4:1

10

600

5:1

10

2 400

20:1

45

4 800

40:1

60

Tensión nominal (V)

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7 200

60:1

75

12 000

100:1

110 ó 95

14 400

120:1

110 ó 95

24 000

200:1

150 ó 125

34 500

300:1

200 o 150

46 000

400:1

250

69 000

600:1

350

transformadores de voltaje del Grupo 2 son principalmente para servicios de línea a línea, y se pueden aplicar línea a tierra o línea a neutro a una tensión de bobinado igual a la clasificación de tensión primaria dividida por la raíz cuadrada de 3. (Para las conexiones típicas, consulte la Figura 10 y la Figura 11). Tenga en cuenta que la capacidad de carga térmica se reducirá a este voltaje.

a Los

TRANSFORMADORES DE TENSIÓN GRUPO 2 TENSIÓN 14 400/14 400 Y 14 400 V SISTEMA DELTA

LO ANTERIOR TRANSFORMADORES PUEDE ESTAR CONECTADO LÍNEA A LÍNEA EN UN 14 SISTEMA DE 400 V PERO ESTÁN LIMITADOS PORAISLAMIENTO

14 400 V 14 400 V

14 400 V

Figura 10: Conexiones primarias típicas

O 14 400 V WYE SISTEMA NEUTRAL CON O SIN CONEXIÓN A TIERRA

14 400 V

14 400 V

14 400 V

8 314 V

CONEXIÓN DE LÍNEA A NEUTRAL EN EL MISMO SISTEMA

8 314 V

8 314 V

Figura 11 —Conexiones primarias típicas alternativas Cuadro 16 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión exterior del grupo 3a Tensión nominal (V)

Proporción marcada

Nivel básico de aislamiento de impulso (kV pico)

14.400/24.940 Grd Y

120/200 & 120/200:1

150 ó 125

20.125/34.500 Grd Y

175/300 & 175/300:1

200

27.600/46.000 Grd Y

240/400 & 240/400:1

250

40 250/69 000 Grd Y

350/600 & 350/600:1

350

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69.000/115.000 Grd Y

600/1 000 & 600/1 000:1

550 o 450

80.500/138.000 Grd Y

700/1 200 & 700/1 200:1

650

92 000/161 000 Grd Y

800/1 400 & 800/1 400:1

750

138.000/230.000 Grd Y

1 200/2 000 & 1 200/2 000:1

1050 o 900

207 000/345 000 Grd Y

1 800/3 000 & 1 800/3 000:1

1300 o 1175

287 500/500 000 Brd Y

2 500/4 500 & 2 500/4 500:1

1800 o 1675

431 250/750 000 Grd Y

3 750/6 250 & 3 750/6 250:1

2050

NOTA: La relación de doble voltaje generalmente se logra mediante un grifo en el devanado secundario. En tales casos, el terminal de no polaridad del devanado será el terminal común. un

Los transformadores de voltaje del grupo 3 son solo para conexión de línea a tierra y tienen dos devanados secundarios. Puede n ser de tipo terminal neutro aislado o neutro conectado a tierra. Las clasificaciones hasta 92 000/161 000 Grd Y deberán ser capac es de alcanzar la raíz cuadrada de una tensión nominal de 3 veces (esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia) du rante 1 minuto sin superar un aumento de temperatura de 175 ° C para el conductor de cobre o un aumento de 125 °C para el alum inio CE. Las clasificaciones de 138 000/230 000 Grd Y y superiores deberán poder funcionar al 140% de la tensión nominal con la misma limitación de tiempo y temperatura. (Para las conexiones típicas, consulte la figura 12). Los transformadores del grupo 3 deberán poder funcionar de forma continua al 110 % de las SISTEMA NOMINAL DE 3 FASIS tensiones nominales, siempre que la carga en voltamperes a esta tensión no supere la carga nominal térmica. 69 000 V SISTEMA WYE NEUTRAL CON CONEXIÓN A TIERRA O SIN CONEXIÓN A TIERRA

69 000 V

69 000 V

39 837 V 39 837 V

69 000 V

TRANSFORMADORES DE VOLTAJE VOLTAJE NOMINAL DEL GRUPO 3 39 837 V GRD 40 250/69 000 Y UN TERMINAL PRIMARIO DE CADA TRANSFORMADOR NO ESTÁ COMPLETAMENTE AISLADO Y DEBE ESTAR CONECTADO A TIERRA

Figura 12 —Conexiones primarias típicas Cuadro 17 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión interior del grupo 4a Grupo Grupo 4A: Para operaciones a aproximadamente el 100% de la tensión nominal (ver Figura 13)

Grupo 4B: Para funcionamiento a aproximadamente el 58% de la tensión nominal (véase la figura 14)

Tensión nominal (V)

Proporción

marcada

Nivel básico de aislamiento de impulsos (kV pico)

2.400/4.160 Grd Y

20:1

60

4.200/7.200 Brd Y

35:1

75

4.800/8.320 Grd Y

40:1

75

7.200/12.470 Brd Y

60:1

110 ó 95

8.400/14.400 Grd Y

70:1

110 ó 95

4.160/4.160 Grd Y

35:1

60

4.800/4.800 millones de yuanes

40:1

60

7.200/7.200 Grd Y

60:1

75

12.000/12.000 Grd Y

100:1

110 ó 95

14.400/14.400 Grd Y

120:1

110 ó 95

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Los transformadores de voltaje del grupo 4 son solo para conexión de línea a tierra. Pueden ser de tipo terminal aislado neutro o neutro conectado a tierra. (Para las conexiones típicas del Grupo 4A, consulte la figura 13. Para las conexiones típicas del Grupo 4B, consulte la figura 14.) Los transformadores del grupo 4 deberán poder funcionar de forma continua al 110 % de las tensiones nominales, siempre que la carga en voltamperes a esta tensión no supere la carga nominal térmica. Los transformadores de tensión del grupo 4A deberán poder funcionar al 125 % de la tensión nominal en caso de emergencia (8 h) (esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia), siempre que la carga, en voltios -amperios a tensión nominal, no supere el 64 % de la carga nominal, sin superar las siguientes temperaturas medias del devanado: 105 ° C para

tipos de elevación de 55 °C, 115 °C para los tipos de subida de 65 °C y 130 °C para los tipos de subida de 80 °C (esto dará lugar a una reducción de la esperanza de vida normal). 4 160V WYE SISTEMA NEUTRAL EFECTIVAMENTE ANCLADO

4 160 V 4 160 V

4 160 V

2 400 V

2 400 V

VOLTAJE TRANSFORMADORES GRUPO 4A CON VOLTAJE CLASIFICACIÓN 2 GRD 400/4 160 años LÍNEA A TIERRA EN UN 4 160V WYE SISTEMA

2 400 V

Figura 13 —Conexiones primarias típicas para el Grupo 4A 14 440 EN WYE SISTEMA

14 400 V 14 400 V

14 400 V

8 314 V

8 314 V

VOLTAJE TRANSFORMADORES GRUPO 4A CON CLASIFICACIÓN VOLTAJE 14 GRD 400/14 400 Y LÍNEA A TIERRA EN UN 14 440 V SISTEMA WYE

8 314 V

Figura 14 —Conexiones primarias típicas para el Grupo 4B Cuadro 18 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión interior del grupo 5 a Tensión nominal (V)

Proporción

marcada

Nivel básico de aislamiento de impulsos (kV pico)

7.200/12.470 Brd Y

60:1

110

8.400/14.000 Grd Y

70:1

110

12.000/20.780 Grd Y

100:1

150 ó 125

14.400/24.940 Grd Y

120:1

150 ó 125

20.125/34.500 Grd Y

175:1

200 o 150

un

Los transformadores de voltaje del grupo 5 son solo para conexión de línea a tierra, y son para uso en interiores en sistemas conectados a tierra. Pueden ser de tipo terminal aisladoneutro o neutro conectado a tierra. (Para las conexiones típicas del Gru po 5, consulte la figura 15). Deben poder funcionar al 140% de la tensión nominal durante 1 minuto sin exceder un aumento de temperatura de 175 °C para el conductor de cobre o un aumento de 125 °C para el conductor de aluminio CE. (Esto resultará en una reducción de la esperanza de vida normal). Los transformadores de tensión del grupo 5 deberán poder funcionar de forma continua al 110 % de la tensión nominal, siempre que la carga, en voltios-amperios

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a esta tensión, no exceda la carga nominal térmica. Esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia. SISTEMA NOMINAL DE 3 FASIS 34 SISTEMA WYE 500 V EFECTIVAMENTE ANCLADO

34 500 V 34 500 V

34 500 V

20 125 V 20 125 V

VOLTAJE TRANSFORMADORES GRUPO 5 CALIFICADO VOLTAJE 20 GRD 125/34 500 años

20 125 V

UN TERMINAL PRIMARIO DE CADA UNO EL TRANSFORMADOR NO ESTÁ COMPLETAMENTE AISLADO Y DEBE ESTAR CONECTADO A TIERRA

Figura 15 —Conexiones primarias típicas Grupo 5

7.2 Cargas estándar Las cargas estándar para transformadores de tensión para fines de clasificación se muestran en la Tabla 19. Tabla 19 —Cargas estándar para transformadores de tensión Características de las cargas estándar a Factor

Características en 120 V base c Resistencia (Ω)

Características en 69.3 V base c

Inductancia Resistencia Impedancia (H) (Ω) b (Ω)

Inductancia Impedancia (H) (Ω)b

Designación

VA

de potencia

En

12.5

0.10

115.2

3.0400

1152

38.4

1.0100

384

X

25.0

0.70

403.2

1.0900

576

134.4

0.3640

192

M

35.0

0.20

82.3

1.0700

411

27.4

0.3560

137

Y

75.0

0.85

163.2

0.2680

192

54.4

0.0894

64

Con

200.0

0.85

61.2

0.1010

72

20.4

0.0335

24

Zz

400.0

0.85

30.6

0.0503

36

10.2

0.0168

12

a

Estas designaciones de carga no tienen importancia, salvo a 60 Hz. La tolerancia de impedancia es +5% y –0%. c Para tensiones secundarias nominales de 108 V a 132 V o de 62,4 V a 76,2 V, las cargas estándar para pruebas de precisión den tro del ±10% de la tensión nominal se definen por la impedancia de carga característica de 120 V o 69,3 V, respectivamente. Para o tros voltajes b

secundarios nominales, las cargas estándar para pruebas de precisión dentro del ±10% del voltaje nominal se definen por la carga característica voltios-amperios y factor de potencia. Los voltios-amperios característicos se aplican a voltaje secundario nominal y se requieren impedancias apropiadas. Cuando los transformadores con voltaje secundario nominal de 108 V a 132 V se prueban a voltajes secundarios dentro del ±10% de 1/2 veces el voltaje nominal, las cargas estándar para la prueba de precisión se definen por las impedancias de carga características a 69.3 V. Cuando los transformadores con otros voltios secundarios nominales deben probarse a voltajes secundarios dentro del ±10% de 1/√3 veces el voltaje nominal, las cargas estándar para la prueba de precisión se definen por la carga característica voltios-amperios y el factor de potencia. Los voltios-amperios característicos se aplican a 1/√3 veces el voltaje nominal; Para una carga estándar dada, la impedancia de carga es menor y los camb ios en la precisión resultantes de la corriente de carga son mayores que a la tensión nominal.

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7.3 Clasificaciones de precisión 7.3.1 Asignación de clasificaciones de precisión A un transformador de tensión se le asignará una clasificación de precisión para cada una de las cargas estándar para las que esté clasificado (véase la cláusula 5). La clase de precisión podrá indicarse para la carga máxima para la que está clasificada e implicará que todas las demás cargas inferiores estarán en esa clase; por ejemplo, 0.3Z implicaría 0.3 clase en 0, W, X, M, Y y Z. Si la clase es diferente en otras cargas, se indicará de la siguiente manera: 0.3Y, 0.6Z y 1.2ZZ, o puede indicarse en una carga específica, como 0.3 @ Y, donde la clase de precisión no está garantizada para otras cargas a menos que se indique específicamente.

7.3.2 Clasificación de precisión para transformadores de tensión con dos devanados secundarios o devanados secundarios roscados La carga en dos terminales secundarios cualesquiera afecta a la precisión en todos los demás terminales. La carga indicada en las clasificaciones de precisión es la carga total sobre el transformador. La clase de precisión se aplicará con la carga dividida entre las salidas secundarias de cualquier manera.

7.4 Clasificaciones de carga térmica La carga nominal térmica de un transformador de tensión se especificará en términos de la carga máxima en voltios-amperios que el transformador puede soportar a la tensión secundaria nominal sin exceder el aumento de temperatura indicado en la tabla 4. Si no se indica ninguna carga térmica en voltios-amperios, la carga térmica nominal en voltios-amperios será la misma que la carga estándar máxima para la que se da una clasificación de precisión. Cada bobinado, incluido el devanado primario, de un transformador secundario múltiple recibirá una carga nominal térmica. Si sólo se especifica una carga nominal térmica, se dividirá en partes iguales entre los devanados secundarios, salvo que se especifique lo contrario.

7.5 Placas de identificación Los transformadores de tensión estarán provistos de placas de identificación que incluirán, como mínimo, la siguiente información (véase el cuadro 7): a)

Nombre o marca comercial del fabricante

b)

Tipo de fabricante

c)

Número de serie del fabricante

d)

Año de fabricación

e)

Tensión primaria nominal

f)

Tensión(es) secundaria(s) nominal(es)

g)

Nivel básico de aislamiento de impulso (BIL kV) 48 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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h)

Frecuencia nominal (en Hz)

i)

Clasificación(es) de carga térmica a temperatura ambiente, en voltios-amperios a grados Celsius

j)

Clasificación de precisión: la calificación de precisión más alta con la carga estándar máxima (por ejemplo, 0.3ZZ)

k)

Estándar aplicable (IEEE Std C57.13 para Clase 1 e IEEE Std C57.13.5 para Clase 2)

l)

En el caso de los transformadores llenos de aceite, la placa de identificación indicará que el transformador no contiene niveles detectables de PCB en el momento de la fabricación.

7.6 Terminales Los terminales primarios deben ser eléctrica y mecánicamente adecuados para su uso con conductores de cobre o aluminio. Los terminales secundarios deberán ser eléctrica y mecánicamente adecuados para su uso con conductores de cobre.

7.7 Capacidad de cortocircuito Los transformadores de tensión deberán ser capaces de soportar durante 1 segundo las tensiones mecánicas y térmicas resultantes de un cortocircuito en los terminales secundarios con tensión completa mantenida en los terminales primarios. "Capaz de resistir" se interpretará en el sentido de que, si está sujeto a este deber, el transformador de tensión no deberá presentar daños y deberá ser capaz de cumplir con los demás requisitos aplicables de esta norma. La temperatura de los conductores en los devanados de los transformadores de tensión en condiciones de cortocircuito se determinará a partir de cálculos utilizando los métodos especificados en el punto 13.1. La temperatura límite será de 250 °C para los conductores de cobre o de 200 °C para los conductores de aluminio CE. Se permitirá una temperatura máxima de 250 °C para las aleaciones de aluminio que tengan propiedades de recocido de resistencia a 250 °C equivalentes al aluminio EC a 200 °C, o para aplicaciones de aluminio EC cuando las características del material totalmente recocido satisfagan los requisitos mecánicos.

7.8 Datos de la aplicación Los datos característicos se facilitarán, previa solicitud, de la siguiente manera: a)

Curvas típicas del factor de corrección de la relación y del ángulo de fase para la tensión primaria nominal (y, cuando se especifica, para la tensión primaria nominal dividida por la raíz cuadrada de 3), trazadas para las cargas estándar de 0 VA a los voltios-amperios de la carga, y también trazadas para la carga del factor de potencia unitario de 0 VA a los voltios-amperios de la mayor carga estándar trazada. Los datos del factor de corrección de la relación y del ángulo de fase para otras cargas podrán calcularse mediante los métodos descritos en los puntos 8.1 y 10.1.

b)

Clasificaciones de precisión para todas las cargas estándar hasta e incluyendo la clasificación de carga estándar máxima del transformador.

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7.9 Prueba de voltaje inducido CAUTELA Muchas de las pruebas requeridas en esta subcláusula implican alto voltaje. Por lo tanto, deben ser realizados solo por personal experimentado familiarizado con cualquier peligro que pueda existir en las configuraciones de prueba y los procedimientos de prueba. Aunque algunos peligros se señalan específicamente en este documento, no es práctico enumerar todos los peligros y precauciones posibles. Consulte 8.5.4 para conocer la frecuencia y la duración de la prueba. La tensión de prueba será la siguiente: a)

Para los transformadores con dos terminales primarios totalmente aislados, la tensión de prueba será el doble de la tensión nominal de los devanados.

b)

En el caso de los transformadores de tipo terminal neutro aislado o neutro a tierra, la tensión de prueba será igual a la tensión de resistencia de frecuencia de potencia especificada en el cuadro 2 para el BIL.

7.10 Pruebas de precisión rutinarias Estos ensayos se realizarán en cada transformador y consistirán en ensayos de relación y ángulo de fase al 100% de la tensión primaria nominal a la frecuencia nominal con carga cero, y con la carga estándar máxima para la que el transformador está clasificado en su clase de precisión mejor.

8. Procedimientos de ensayo aplicables a los transformadores de medida CAUTELA Muchas de las pruebas requeridas en esta cláusula implican alto voltaje. Por lo tanto, deben ser realizados solo por personal experimentado familiarizado con cualquier peligro que pueda existir en las configuraciones de prueba y los procedimientos de prueba. Aunque algunos peligros se señalan específicamente en este documento, no es práctico enumerar todos los peligros y precauciones posibles.

8.1 Medición y cálculos de la relación y el ángulo de fase 8.1.1 Límites de incertidumbre Las incertidumbres máximas para el ensayo y el cálculo serán las siguientes: a)

Aplicaciones de medición de ingresos: para tener una trazabilidad adecuada, la relación de incertidumbre de los sistemas de medición de precisión no debe ser inferior a 4:1, como se especifica en ANSI/NCSL Z540-3. Por ejemplo: para los transformadores de clase 0.3, los errores del sistema no deben exceder ±0.075% para la relación y ±0.75 mrad (2.6 min) para el ángulo de fase.

b)

Otras aplicaciones: ±1.2% para la relación y ±17.5 mrad (1°) para el ángulo de fase.

Al seleccionar el método de medición a utilizar entre los enumerados en esta subcláusula, se debe considerar la incertidumbre máxima. Por ejemplo, el elemento b) incluye retransmisión, control de carga y aplicaciones 50 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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similares. Para estas aplicaciones, la incertidumbre aceptable generalmente se puede obtener con métodos no precisos que no se discuten en este documento. El equipo utilizado para los ensayos de precisión deberá poder trazarse hasta una oficina o organismo nacional o internacional de normalización. Se llevarán periódicamente registros de verificación de la exactitud de los sistemas de calibración por un laboratorio independiente. El intervalo máximo será de cinco años para los equipos no electrónicos y de un año para los dispositivos electrónicos, a menos que el fabricante del equipo de medida especifique lo contrario.

8.1.2 Generalidades Los transformadores de medida considerados en este documento están diseñados para la medición o para aplicaciones de reinstalación. La relación de un transformador se puede describir mediante la ecuación (5):

Q1 − jb = NEl × +(1 a)×y (5) Pregunta2 Dónde Q1 es el fasor primario Q2 es el fasor secundario NO es la relación nominal de los fasores anteriores a es la corrección de la relación nominal de los fasores b es el ángulo de fase entre fasores (positivo cuando el fasor secundario conduce al fasor primario) [en radianes] La expresión en forma cartesiana es lo suficientemente cercana, y es como se muestra en la Ecuación (6) de la siguiente manera:

P1 = NO × + −(1 ajb) (6) Pregunta2 Dónde (1 + a) se identifica como el RCF Si el transformador se va a utilizar para la medición de ingresos, el método de calibración deberá permitir determinar tanto la relación como el ángulo de fase con respecto a las incertidumbres prescritas en el punto 8.1.1. Si el transformador se va a utilizar sólo para el relé, sólo es necesario determinar la relación. Esto puede lograrse experimentalmente o por computación.

8.1.3 Consideraciones especiales en la calibración con fines de medición El circuito deberá estar dispuesto de manera que se evite o reduzca al mínimo el acoplamiento magnético espurio y la consiguiente generación de fuerzas electromotrices desconocidas. Por lo tanto, la red de medición 51 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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debe estar tan alejada como sea posible de los conductores que transportan grandes corrientes, y se utilizarán cables bifilares o coaxiales trenzados para minimizar los efectos de los bucles. La ubicación adecuada de los terrenos y el uso adecuado de las redes electrostáticas de blindaje y protección son fundamentales. Estas ubicaciones se rigen por el tipo de circuito y no se pueden prescribir de forma única. El criterio de control está dispuesto de manera que la corriente de capacitancia espuria no pueda entrar o salir del circuito de medición. La disposición eliminará estas vías de fuga o las controlará de otro modo de modo que los efectos de capacitancia sean insignificantes o adecuadamente calculables. El error de un transformador de medida es una función de corriente (o voltaje), carga y frecuencia. Para la incertidumbre mínima, la calibración se realizará en las condiciones que el transformador encontrará en servicio. Este requisito es apreciablemente más estricto para los transformadores de corriente (CT) que para los transformadores de voltaje (VT), ya que la excitación del núcleo CT varía en lí mites amplios. El voltaje normalmente aplicado al VT es casi constante, de modo que su excitación varía en un rango limitado. Además, el error de un transformador de voltaje a un voltaje dado se puede calcular para cualquier carga en cualquier factor de potencia si los errores se conocen para carga cero y para otra carga en factor de potencia conocido. Los errores de un transformador de corriente pueden verse influenciados por su ubicación y orientación en relación con los conductores de alta corriente cercanos. Para lograr resultados reproducibles, dichos conductores deben organizarse para minimizar los errores actuales del transformador. Para garantizar resultados significativos, el transformador de corriente debe ser desmagnetizado antes de la calibración. Incluso después de la desmagnetización, las corrientes continuas parásitas presentes en el circuito de prueba, por ejemplo, de una medición de resistencia de CC, pueden remagnetizar el transformador e introducir errores que no permitirán resultados reproducibles. Los errores de un transformador de voltaje que no está completamente encerrado dentro de una estructura blindada, como un tanque de metal, pueden verse influenciados por la proximidad de objetos cercanos. Sin embargo, a excepción de las mediciones de laboratorio de alta precisión, este efecto suele ser insignificante. Los efectos de calentamiento también son de particular importancia en las pruebas de precisión de los transformadores de corriente. Cuando se trate de magnitudes relativamente altas de corriente primaria o secundaria, o de ambas, el equipo de ensayo deberá tener una capacidad térmica suficiente para permitir realizar las mediciones necesarias sin un calentamiento significativo. Al realizar pruebas de precisión de sobrecorriente, como para la aplicación de relé, se debe tener cuidado para garantizar que (1) no se exceda la clasificación de corriente térmica a corto plazo del transformador bajo prueba y (2) el autocalentamiento durante las mediciones no altere materialmente las características que se miden.

8.2 Mediciones de impedancia, excitación y errores compuestos 8.2.1 Mediciones de impedancia Las mediciones de impedancia descritas en 8.2.2 utilizan la terminología utilizada normalmente para los transformadores de potencia y distribución. Las mediciones de impedancia discutidas en 9.3.1 y 10.2.1 utilizan la terminología típicamente utilizada para los transformadores de instrumentos.

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8.2.2 Tensión de impedancia El voltaje requerido para hacer circular la corriente nominal del transformador en condiciones de cortocircuito es el voltaje de impedancia del transformador visto desde los terminales del devanado excitado. El voltaje de impedancia se compone de un componente de resistencia equivalente y un componente reactivo. No es práctico medir estos componentes por separado, pero después de medir la pérdida y el voltaje de impedancia, los componentes pueden separarse por cálculo. Es suficiente medir y ajustar la corriente solo en el devanado excitado, porque la corriente en el devanado cortocircuitado será el valor correcto (excepto por una corriente de excitación insignificante) cuando la corriente en el devanado excitado es correcta. La introducción de equipos de medición de corriente en serie con el devanado cortocircuitado puede introducir grandes errores en las mediciones de impedancia. Para transformadores de dos bobinados, uno de los devanados (ya sea el de giro alto o el de giro bajo) se cortocircuita, y el voltaje a la frecuencia nominal se aplica al otro devanado y se ajusta para hacer circular la corriente nominal en el devanado. Para transformadores que tienen más de dos devanados, el voltaje de impedancia es una función de las conexiones de prueba utilizadas. Al realizar pruebas en transformadores de bobinado múltiple, los devanados deben conectarse de tal manera que proporcionen los datos de impedancia correctos para el propósito previsto. Los componentes resistivos y reactivos del voltaje de impedancia se determinan mediante el uso de la Ecuación (7) y la Ecuación (8).

P Y o 2 E x = Vv c − o n

Vr = z (7) 2 r

(8)

Dónde

Vr es el voltaje, componente en fase Vx es el componente de voltaje, cuadratura Vz es el voltaje de impedancia Pz es la potencia en vatios I es la corriente en amperios en bobinado excitado Las pérdidas I2R de los dos devanados se calculan a partir de las mediciones de resistencia óhmica (corregidas a la temperatura a la que se realiza la prueba de impedancia) y las corrientes que se utilizan en la medición de impedancia. Estas pérdidas I2R restadas de la pérdida de impedancia dan las pérdidas perdidas del transformador. La temperatura de los devanados se tomará inmediatamente antes y después de las mediciones de impedancia de manera similar a la descrita en el punto 8.4. La media se tomará como temperatura real.

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8.2.3 Mediciones emocionantes de corriente y pérdida de excitación Las mediciones de pérdidas no son obligatorias y solo deben realizarse si se solicita. La conexión del circuito para la medición de la corriente excitante y la pérdida se muestra en la Figura 16. Se toman una serie de lecturas simultáneas en el amperímetro, voltímetro de lectura rms, voltímetro de lectura promedio, calibrado en rms y vatímetro.

Figura 16 —Circuito para medir la corriente de excitación y la pérdida A partir de los datos obtenidos se pueden extraer las dos curvas de corriente de excitación siguientes: a)

Curva 1: voltímetro de lectura promedio frente al amperímetro

b)

Curva 2: voltímetro rms frente al amperímetro

Si estas curvas difieren, la tensión de alimentación no es una onda sinusoidal. En este caso, la curva 1 será más baja y la curva 2 será más alta que la curva correspondiente para el voltaje de onda sinusoidal. Si las dos curvas están dentro del 2% una de la otra, cualquiera de las curvas se puede utilizar sin corrección. Si difieren entre un 2% y un 10%, el valor del voltímetro de lectura promedio se utiliza para determinar la corriente de excitación sobre una base de onda sinusoidal. Si difieren en más del 10%, se indica una distorsión de la forma de onda muy grave y se realizarán los cambios de circuito apropiados. 12 La pérdida de excitación de un transformador incluye la pérdida dieléctrica y la pérdida del núcleo. Se mide con el vatímetro de la figura 16. La determinación de la pérdida de excitación se basa en un voltaje de onda sinusoidal aplicado a los terminales del transformador. Las ondas de tensión de pico (factor de forma superior a 1,11) resultantes generalmente del carácter no lineal de la carga de excitación del transformador en la fuente de prueba, dan pérdidas de excitación más pequeñas que una tensión de onda sinusoidal. Las ondas de voltaje planas, que rara vez se encuentran en tales pruebas, dan mayores pérdidas. Los núcleos de transformador de corriente deben desmagnetizarse justo antes de las mediciones de pérdida de excitación, y todas las mediciones deben realizarse en el devanado de baja corriente con otros devanados de circuito abierto

12

La distorsión de forma de onda muy grande se puede detectar más convenientementey por osciloscopio o analizador de ondas.

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ADVERTENCIA Este circuito puede resultar en voltajes anormalmente altos en los terminales de alto voltaje y corrientes anormalmente bajas en el circuito de excitación de ciertos transformadores de voltaje. Se deben tomar precauciones de seguridad

8.2.3.1 Mediciones de errores compuestos Este método se puede realizar como se muestra en la Figura 16, excepto sin el vatímetro. La corriente excitante se mide a un nivel de inducción equivalente a la corriente nominal con carga nominal estándar. La corriente excitante puede considerarse el error total tal como se define en 9.1.2.3. 8.2.4 Mediciones de altas densidades de flujo magnético Las mediciones en transformadores de voltaje y transformadores de corriente en condiciones de sobrecorriente se realizan utilizando el voltímetro de lectura promedio. El valor medio de la tensión de ensayo aplicada será el mismo que el valor medio de la onda sinusoidal deseada de tensión a la frecuencia adecuada. Bajo esta condición, el componente de histéresis de la pérdida será correcto. Se recomienda que la prueba se realice en el devanado de baja tensión con todos los demás devanados en circuito abierto. Cuando se excite el devanado de baja tensión, aparecerá tensión completa en todo el bobinado de alta tensión y se tomarán precauciones de seguridad. Los devanados de baja tensión se conectarán a tierra en un único punto. Después de ajustar el voltaje al valor deseado según lo indicado por el voltímetro de lectura promedio, se registran los valores simultáneos de voltaje, potencia y corriente rms. Luego, la tara en el vatímetro, que representa las pérdidas de los instrumentos conectados, se lee y se resta de la lectura anterior del vatímetro para obtener la pérdida de excitación del transformador. Las mediciones de corriente excitantes se obtienen al mismo tiempo que se realizan las mediciones de pérdida. Para obtener la medición correcta de la corriente de excitación, la tara del amperímetro, que representa la corriente tomada por los elementos de tensión del vatímetro y los voltímetros, se medirá y restará vectorialmente de las mediciones de corriente anteriores. Si las lecturas de tensión indicadas en el voltímetro rms y en el voltímetro de lectura media difieren en más del 2%, las mediciones también se corregirán para determinar la forma de onda (véase IEEE Std 4).

8.3 Polaridad La polaridad del cable de un transformador es una designación de las direcciones instantáneas relativas de las corrientes en sus derivaciones. Se dice que los cables primario y secundario tienen la misma polaridad cuando en un instante dado la corriente entra en el cable primario en cuestión y deja el cable secundario en cuestión en la misma dirección como si los dos cables formaran un circuito continuo. Dos métodos son de uso común para determinar la polaridad de los transformadores de instrumento. Son los siguientes: a)

Comparación con un transformador de polaridad conocida (véanse 9.4.1 y 10.3.1)

b)

La comparación directa de las tensiones del devanado 55 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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8.3.1 Comparación directa de las tensiones del devanado Para determinar la polaridad de los transformadores de medida utilizando este método, haga lo siguiente: a)

b)

Conecte los devanados de giro alto y giro bajo como se muestra en la Figura 17. En la mayoría de los casos, el devanado de alta rotación de un transformador de corriente es X1−X2 y el de un transformador de voltaje es H1−H2. Energize el circuito desde una fuente de voltaje controlada en los terminales AB del devanado de alta vuelta.

c)

Lea el valor de los voltajes a través de AB y BD.

d)

Si el voltaje a través de BD es menor que el voltaje a través de AB, la polaridad es como marcada. Si el voltaje a través de BD es mayor que el voltaje a través de AB, la polaridad se invierte.

ADVERTENCIA El voltaje de la fuente siempre debe imprimirse a través del devanado de giro alto; De lo contrario, se podrían encontrar voltajes peligrosamente altos. NOTA: La idoneidad de este método para transformadores de alta relación está limitada por la sensibilidad del voltímetro utilizado.

Figura 17 —Polaridad por comparación de las tensiones del devanado

8.4 Mediciones de resistencia Estas mediciones se realizan en transformadores de medida por las siguientes razones: a)

Para calcular la precisión de relé de los transformadores de corriente de tipo C

b)

Establecer la resistencia del devanado a una temperatura conocida para su uso en pruebas de aumento de temperatura

c)

Para calcular las temperaturas del devanado y los aumentos de temperatura al finalizar las pruebas de aumento de temperatura 56 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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d)

Para permitir el cálculo de relaciones en condiciones de carga (para transformadores de tensión)

e)

Para confirmar Rct para transformadores de corriente de clase X ADVERTENCIA

Los devanados distintos de aquel cuya resistencia se está midiendo deben cortocircuitarse. Esto es importante como medida de seguridad para evitar la inducción de altos voltajes y para reducir el tiempo requerido para que la corriente continua se estabilice. Una resistencia se puede medir como una red de dos terminales o como una red de cuatro terminales. En una medición de dos terminales, la red de resistencia se conecta al circuito de medición a través de un par de cables. Por lo tanto, tanto la resistencia de contacto en los puntos de conexión como la resistencia del plomo se convierten en parte de la resistencia que se está midiendo, y en la medida en que se desconocen, la resistencia de dos terminales es indefinida. Sin embargo, si una red de resistencia se hace de cuatro terminales, su resistencia se puede definir con precisión y se puede medir mediante técnicas de cuatro terminales. Un par de terminales (terminales actuales) se encuentra fuera de un segundo par (terminales potenciales) como se muestra en la Figura 18.

Figura 18 —Red de cuatro terminales para la medición de la resistencia La resistencia se define como el voltaje de circuito abierto a través de los terminales de potencial dividido por la corriente que entra y sale de los terminales de corriente. Así, por ejemplo, si se necesita la resistencia de un devanado entre dos puntos 'a' y 'b', los cables potenciales se conectan a los terminales P1 y P2, y los cables de corriente se conectan a los terminales C1 y C2. No existe una regla precisa que rija la selección de una medición de cuatro terminales sobre una de dos terminales. La elección depende principalmente de la magnitud de la resistencia y de la precisión con la que se va a medir. Sin embargo, la resistencia de contacto o las incertidumbres en la resistencia del plomo pueden ser de hasta 0,01 Ω. Las mediciones de resistencia de dos y cuatro terminales se pueden realizar utilizando métodos de voltímetroamperímetro o métodos de puente. La medición de cuatro terminales debe utilizarse para resistencias de 1 Ω o menos. Los puentes de resistencia adecuados para medir la resistencia hasta el rango de μohmios están disponibles comercialmente.

8.4.1 Métodos del amperímetro del voltímetro El método del voltímetro-amperímetro que debe emplearse se describe en 5.3.1 del IEEE Std C57.12.90.

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8.4.2 Métodos puente Cuando una medición de dos terminales es adecuada, se recomienda el puente de Wheatstone. Cuando se necesitan mediciones de cuatro terminales, se requiere el puente de brazo de doble relación (Kelvin). Ambos tipos están disponibles comercialmente y requieren un equipo externo mínimo. El puente de Wheatstone consta de un par de brazos de relación, un brazo de resistencia ajustable para lograr el equilibrio y un brazo que contiene la resistencia a medir. En las versiones comerciales, los brazos de relación están equipados para que cualquiera de varias proporciones se pueda seleccionar fácilmente. Por lo tanto, las resistencias se pueden medir en un amplio rango con la máxima resolución disponible desde el brazo ajustable. El puente de brazo de doble relación es más complejo tanto en su diseño como en su funcionamiento. Los libros de texto en mediciones eléctricas contienen excelentes discusiones sobre el puente y deben ser consultados. En términos generales, el puente mide una resistencia de cuatro ter minales de tal manera que sus puntos de unión al circuito de medición y sus resistencias de plomo no entran en la medición. La incertidumbre de medición más baja disponible de cualquier tipo de puente se puede obtener si se emplea una técnica de sustitución. La técnica, sin embargo, requiere un estándar conocido cuyo valor nominal es el mismo que la resistencia que se está midiendo. El puente se equilibra primero con el estándar en el brazo desconocido y luego se reequilibra con el estándar reemplazado por la resistencia desconocida. De esta manera, solo se mide la pequeña diferencia entre los dos, y dado que los otros brazos del puente permanecen sin cambios, no es necesario conocer sus valores. 8.4.3 Mediciones de temperatura de referencia La temperatura de referencia del devanado se determinará con precisión al medir la resistencia del devanado de los transformadores de corriente de precisión de relé y para su uso en ensayos de aumento de temperatura. No se supondrá que la temperatura del devanado sea la misma que la del aire circundante. Las mediciones de resistencia se efectuarán en un transformador únicamente cuando la temperatura del devanado sea estable. La temperatura se considera estable si la temperatura de la superficie externa de los transformadores de tipo seco o la temperatura máxima del líquido de los transformadores llenos de aceite no varía más de 1 ºC en un período de 1 hora.

8.5 Pruebas dieléctricas Las pruebas dieléctricas deben hacerse con el transformador a temperatura ambiente y, a menos que se especifique lo contrario, el voltaje debe medirse de acuerdo con IEEE Std 4. Cuando se requieran ensayos en bujes o aisladores separados de los transformadores, los ensayos se realizarán de conformidad con la norma IEEE C57.19.00.

8.5.1 Ensayos dieléctricos de fábrica El propósito de las pruebas dieléctricas en la fábrica es verificar el aislamiento y la mano de obra y demostrar que el transformador ha sido diseñado para soportar las pruebas de aislamiento especificadas. Las pruebas de impulsos, cuando sea necesario, precederán a las pruebas de baja frecuencia. 58 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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8.5.2 Pruebas dieléctricas por parte del usuario Se reconoce que las pruebas dieléctricas imponen una tensión severa en el aislamiento y, si se aplican con frecuencia, acelerarán la ruptura o pueden causar averías. La tensión impuesta, por supuesto, es más severa cuanto mayor es el valor del voltaje aplicado. Por lo tanto, las pruebas periódicas p ueden no ser aconsejables. Se recomienda que las pruebas iniciales de aislamiento del usuario no superen el 75% del voltaje de prueba de fábrica; que para los aparatos antiguos reconstruidos en el campo, las pruebas no deben exceder el 75% de la tensión de prueba de fábrica; y las pruebas periódicas de aislamiento realizadas por el usuario no deben superar el 65% del voltaje de prueba de fábrica. Las pruebas realizadas por el usuario para la aprobación del diseño pueden realizarse al 100% de la tensión de prueba de fábrica.

8.5.3 Ensayos de tensión aplicada Los extremos de los terminales y los grifos sacados de la caja del devanado sometido a ensayo se unirán y conectarán al terminal de línea del transformador de ensayo. Todos los demás terminales y partes (incluidos el tanque y el núcleo, si son accesibles) deben conectarse a tierra y al otro terminal del transformador de prueba. La conexión a tierra entre el aparato sometido a ensayo y el transformador de ensayo será un circuito metálico sustancial. Se debe usar un cable de tamaño suficiente y disposición adecuada para evitar descargas parciales excesivas (corona) en la tensión de prueba para conectar los grifos, terminales de línea y el transformador de prueba respectivos. Se tendrá cuidado de mantener el cable en el lado de alta tensión bien alejado del suelo. No se debe colocar ninguna impedancia apreciable entre el transformador de prueba y el que se está probando. Se recomienda que se proporcione un dispositivo de detección de fallos sensible a la c orriente adecuado. La razón de esto es que el cambio de voltaje a través del transformador de prueba en caso de falla puede no detectarse fácilmente mediante la observación del voltímetro de entrada. Como medida de seguridad, se debe conectar un espacio de alivio establecido en un voltaje del 10% al 20% superior al voltaje de prueba especificado durante la prueba de voltaje aplicado. Para los transformadores de medida que se prueben a 50 kV o menos, está permitido omitir el espacio de alivio (véase 8.5). La tensión de prueba aplicada debe iniciarse a un tercio o menos del valor total y aumentarse gradualmente hasta su valor total en no más de 15 s. Después de mantenerse durante 1 minuto, debe reducirse gradualmente en no más de 15 s a un tercio del valor máximo o menos y el circuito abierto. Los requisitos de prueba de voltaje aplicados para los tipos de transformadores de voltaje aislados -neutros se especifican en 4.5. La frecuencia de ensayo será de 60 Hz.

8.5.4 Ensayos de tensión inducida Estas pruebas se realizan aplicando voltaje a un devanado con todos los demás devanados abiertos. Un extremo de cada bobinado se conectará a tierra durante este ensayo. Por lo general, el voltaje se aplica al devanado de bajo voltaje. Cuando el voltaje en cualquier bobinado exceda los 50 kV durante esta prueba, se deben proporcionar algunos medios para verificar el voltaje. Como esta prueba (si se realiza a la frecuencia nominal) sobreexcita el transformador bajo prueba, la frecuencia de la tensión aplicada debe ser tal que evite la saturación del núcleo. Normalmente, este requisito 59 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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requiere el uso de una frecuencia de 120 Hz o más cuando se excitan unidades de 60 Hz. Para aquellos tipos que tienen una gran capacitancia distribuida, la corriente de excitación aumenta con la frecuencia del voltaje aplicado, por lo que es necesario protegerse contra una corriente de excitación que excederá el 200% de la corriente de carga normal según la clasificación térmica. Cuando se utilizan frecuencias superiores a 120 Hz, la gravedad de la prueba aumenta anormalmente y, por esta razón, la duración de la prueba debe reducirse de acuerdo con la Tabla 20. El voltaje debe iniciarse a un tercio o menos del valor total y aumentarse gradualmente hasta el valor total en no más de 15 s. Después de mantenerse durante el tiempo especificado en la Tabla 20, debe reducirse gradualmente en no más de 15 s a un tercio del valor máximo, o menos, y el circuito debe abrirse. Los transformadores de voltaje en equipos de medición polifásicos pueden probarse con voltaje monofásico. Por lo general, el voltaje de prueba especificado se aplica a uno de los devanados de cada núcleo con los extremos neutros de los devanados abiertos conectados a tierra. Cuadro 20 —Duración de la tensión total para los ensayos de tensión inducida Frecuencia (Hz)

Duración (s)

120 o menos

60

180

40

240

30

360

20

400

18

8.6 Medición de descarga parcial Las pruebas de descarga parcial (DP) están destinadas a determinar la libertad del aislamiento interno de descargas internas dañinas. La disposición preferida para realizar la prueba de descarga parcial es tener el transformador del instrumento bajo prueba para que esté completamente ensamblado antes de realizar la prueba; Sin embargo, durante la prueba de descarga parcial, si los accesorios externos o el hardware del transformador ensamblado que se está probando interfieren con la prueba, pueden retirarse o provistos de blindaje suplementario. Los transformadores de instrumentos llenos de aceite, llenos de gas y de tipo seco de 5 kV de tensión nominal del sistema o más se someterán a una prueba de descarga parcial como prueba de rutina. No se realizarán ensayos en terminales destinados a ser conectados a tierra. A discreción del fabricante, las pruebas de voltaje inducido o aplicado y las pruebas de descarga parcial pueden realizarse juntas. El nivel de ruido de fondo se ajustará a la norma IEC 60270. Si es necesario, se pueden usar electrodos externos para el terminal primario y la tierra del transformador. El método de ensayo se ajustará a la norma IEC 60270. Para los circuitos de prueba típicos, consulte IEC 60270. Cuando se utilice una tensión de pretensado de 60 Hz, se mantendrá durante un mínimo de 60 s; cuando se utilice una frecuencia más alta, la duración podrá reducirse según el cuadro 20. Posteriormente, la tensión de ensayo se reducirá al nivel de la tensión de extinción prescrita, que se man tendrá durante un mínimo de 30 s. 60 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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La intensidad parcial de descarga se medirá durante este tiempo. Se recomienda que la reducción del pretensado a la tensión de prueba se realice durante aproximadamente 10 s. Se considerará que el transformador cumple los requisitos si la intensidad de descarga parcial medida al nivel de tensión de extinción prescrito es igual o inferior a 10 pC para los transformadores llenos de aceite o gas, y a 50 pC para los sistemas de aislamiento de tipo seco. 13 Para los transformadores de corriente, la tensión de prueba se aplicará a H1 y H2. Todos los terminales secundarios y la base estarán conectados a tierra. En el caso de los transformadores de tensión de línea a línea, la descarga parcial se medirá para cada una de las conexiones siguientes: a)

La tensión de prueba se aplicará a H1. H2, un extremo de cada bobinado secundario, y la base estará conectada a tierra.

b)

La tensión de prueba se aplicará a H2. H1, un extremo de cada bobinado secundario, y la base estará conectada a tierra.

Para los transformadores de tensión de línea a tierra, la tensión de prueba se aplicará a H1. H2, un extremo de cada bobinado secundario y la base estarán conectados a tierra. En el caso de las unidades combinadas que contengan un transformador de tensión y corriente, las tensiones de ensayo de pretensado y de extinción prescritas se basarán en las directrices establecidas a continuación para los transformadores de tensión. Las conexiones para las unidades combinadas deben realizarse con la tensión aplicada a H1 y H2 con los terminales secundarios del transformador de corriente conectados a tierra, un secundario del transformador de tensión conectado a tierra y la base conectada a tierra. Se realizará un ensayo de descarga parcial una vez finalizados todos los ensayos d ieléctricos; Sin embargo, la prueba de descarga parcial se puede realizar mientras se disminuye el voltaje después de la prueba de voltaje inducido o aplicado. Si el nivel de DP medido supera los límites permitidos, se realizará un ensayo separado que prevalecerá. Cuadro 21. Tensiones de ensayo de descarga parcial Tensión nominal del sistema (kV, rms)

Sistema máximo voltaje (kV, rms)

Tensión de pretensado (kV, rms)

Tensión de extinción prescrita (kV, rms)

115

123

185

107

138

145

220

126

161

170

260

147

315 bis 230

245

212

370 Prueba de rutina

Prueba Prueba de Prueba de tipo rutina b de tipo

b

410 345 13

510 A

362

300

362

Se recomienda registrar el voltaje de extinción de descarga parcial medido realmente.

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500

460

575

545

680 A

665

830

780

975

550

765

800

435

550

665

800

a

Los valores mostrados corresponden a los niveles de aislamiento reducidos en referencia a la Tabla 2. b La norma reconoce las dificultades de la medición de descarga parcial a estos niveles de tensión en los entornos industriales con alto nivel de ruido. El problema se agrava si los laboratorios de pruebas son de tamaño insuficiente y se requieren laboratorios de voltaje extra alto de clase mundial. Por lo tanto, para los transformadores de estas clasificaciones de voltaje, los voltajes de extinción prescritos se reducen a 1.5 veces los voltajes nominales, que se consideran aún aceptables ya que el factor de falla a tierra para un sistema conectado a tierra o efectivamente conectado a tierra no excede 1.4.

8.6.1 Medición de descargas parciales para transformadores de tensión para una tensión nominal del sistema igual o inferior a 72 kV Para los transformadores de tensión, los requisitos son los siguientes: a)

El voltaje de pretensado se expresa en la siguiente fórmula. Tensión de pretensión = (tensión nominal primaria) × 1,8

b)

El voltaje de extinción prescrito se expresa en la fórmula a continuación.

Tensión de extinción prescrita = (tensión nominal primaria) × 1,2 Para los transformadores del Grupo 1 con clasificaciones de sobretensión extendida, el multiplicador 1.2 indicado anteriormente puede cambiarse por acuerdo entre el cliente y el fabricante. Ejemplo de transformador de voltaje de línea a línea: Tensión nominal del sistema = 15 kV Tensión nominal primaria = 14,4 kV Tensión de pretensado = 14,4 × 1,8 = 25,92 kV Tensión de extinción prescrita = 14,4 × 1,2 = 17,28 kV Ejemplo de transformador de voltaje de línea a tierra: Tensión nominal del sistema = 15 kV Detalle = 7200 / 12470GY Tensión nominal primaria = 7,2 kV Tensión de pretensado = 7,2 × 1,8 = 12,96 kV Tensión de extinción prescrita = 7,2 × 1,2 = 8,64 kV 62 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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8.6.2 Medición de descargas parciales para transformadores de corriente para una tensión nominal del sistema igual o inferior a 72 kV Para los transformadores de corriente los requisitos son los siguientes: a)

El voltaje de pretensado se expresa en la siguiente fórmula Tensión de pretensión = (tensión nominal del sistema) × 1,8

b)

El voltaje de extinción prescrito se expresa en la siguiente fórmula Tensión de extinción prescrita = (tensión nominal del sistema / √3) × 1,2

Ejemplo de transformador de corriente de media tensión: Tensión nominal del sistema = 15 kV Tensión de pretensado = 15 × 1,8 = 27 kV Tensión de extinción prescrita = (15 / √3) × 1,2 = 10,4 kV

9. Procedimientos de ensayo aplicables a los transformadores de corriente

9.1 Medición y cálculos de la relación y el ángulo de fase 9.1.1 Cálculos de precisión para transformadores de corriente Para los transformadores de corriente que tienen núcleos de anillo sustancialmente continuos, devanados secundarios distribuidos uniformemente y que tienen un conductor primario ubicado en el centro o un devanado primario distribuido uniformemente, los valores de relación, error de relación y ángulo de fase pueden obtenerse mediante cálculo (cálculo) a partir de las características de excitación secundaria obtenidas a la frecuencia nominal. Aunque la siguiente prueba indirecta dará lugar a resultados cercanos a los resultados obtenidos en la prueba directa, las pruebas de precisión rutinarias para los transformadores de corriente de medición se realizarán siempre como una prueba directa. Por otro lado, el método alternativo es adecuado para mediciones in situ y para fines de monitoreo. Para transformadores de corriente con flujos de fuga insignificantes, el circuito equivalente que se muestra en la Figura 19 y el diagrama vectorial que se muestra en la Figura 20 son adecuados para los cálculos. Cabe señalar que el método alternativo (indirecto) nunca considera la influencia de los flujos parásitos que entran en el núcleo desde los conductores adyacentes.

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Figura 19 —Circuito equivalente simplificado del transformador de corriente Las siguientes definiciones se aplican a la figura 19: Ns

es el secundario enciende el transformador de corriente

Np

es el primario enciende el transformador de corriente

Rs

es la resistencia del transformador secundario

Rb

es la resistencia de la carga secundaria

Xb

es la reactancia de la carga secundaria

Ip

es la corriente primaria

Is

es la corriente secundaria

Yoy

es la corriente emocionante

Yosoy es la corriente de magnetización Ia

es la corriente asociada con la pérdida (o componente activo)

es el componente reactivo de la impedancia de Xm magnetización Rm es el componente resistivo de la impedancia de magnetización Ep

es el voltaje primario 64 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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Eo es voltaje inducido en circuito de magnetización Es

es el voltaje del terminal secundario

Suponiendo que los componentes eléctricos y magnéticos del transformador y la carga son lineales, y la corriente primaria es sinusoidal, entonces el rendimiento de este transformador se puede ilustrar mediante el siguiente diagrama vectorial.

Figura 20 —Diagrama vectorial de la figura 19 En la figura 20, IS representa la corriente secundaria. Fluye a través de la impedancia secundaria total Z Σ del devanado secundario y la carga que determina la magnitud y dirección de la tensión inducida E O y del flujo Φ que es perpendicular al vector de tensión. Este flujo es mantenido por la corriente excitante I e, que tiene un componente magnetizante I m paralelo al flujo Φ, y un componente de pérdida (o activo) I un paralelo al voltaje. La suma vectorial de la corriente secundaria I S y la corriente excitante I e es el vector I'P que representa la corriente primaria IP dividida por la relación de vueltas (número de vueltas secundarias al número de vueltas primarias). Para un transformador de corriente con una relación de vueltas igual a la relación de transformación nominal, la diferencia en las longitudes de los vectores IS e I'P, relacionada con la longitud de I'P, es el error de relación de corriente (RE), y la diferencia angular β es un ángulo de fase (PA).

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9.1.2 Cálculo del rendimiento del transformador de corriente a partir de las características de excitación secundaria y circuitos equivalentes14

9.1.2.1 Determinación de la relación de vueltas del transformador de corriente Se inyecta un voltaje sustancialmente sinusoidal E S entre los terminales secundarios X1 y X2 de la TC. Se mide el voltaje EP a través de los terminales H1 y H2, y la corriente excitante Ie. El valor de E S debe seleccionarse para obtener tensiones medibles en ambos devanados, pero no debe exceder la tensión del punto de rodilla EK. La relación de vueltas puede determinarse a partir de la relación:

NS

YO =

NP

(9)

EP

Dónde NS Se enciende el devanado secundario NP Se enciende el devanado primario yO es (E S – Ie×RS) RS es la resistencia del devanado secundario a 75 °C En el caso de las TC de tipo ventana, debe establecerse un devanado primario artificial. Si se instalan en equipos, se tendrá en cuenta en qué consiste el devanado primario artificial utilizado en este ensayo.

9.1.2.2 Cálculo del error de relación del transformador de corriente y del ángulo de fase Determine el voltaje secundario operativo equivalente ET a la corriente secundaria deseada IS (es decir, 5 A, 0.5 A, o algún otro punto de interés) y carga

ET = I S ×ZS

(10)

Dónde 22

Z S = (R S + R B ) +XB (11) R B es el componente de resistencia de la carga secundaria X B es el componente reactivo de la carga secundaria Inyectar la tensión sustancialmente sinusoidal ET entre los terminales secundarios X1 y X2 de la TC. Se mide la corriente excitante secundaria Ie . Empleando fórmulas fundamentales para el transformador de corriente (ver Harris [B9]), el rendimiento de precisión produce:

14

Consulte 8.2.3 para obtener información adicional.

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Yoy Error de razón (RE) = ×sin(φ+θ) IS Yoy Ángulo de fase (PA) = ×cos(φ+θ) IS

(12)

(13)

Dónde Φ es el ángulo entre la impedancia Z Σ y la resistencia R Σ = (R S + RB) θ es el ángulo entre la potencia aparente VA y la potencia activa W

9.1.2.3 Cálculo del error compuesto del transformador de corriente A partir de la ecuación (10) determine el voltaje secundario operacional equivalente E T a alguna corriente secundaria deseada IS (corriente nominal , 20 veces la corriente nominal o algún otro punto de interés) y la carga. Inyectar la tensión sustancialmente sinusoidal ET entre los terminales secundarios X1 y X2 de la TC. Se mide la corriente excitante secundaria Ie.

Iy El porcentaje de error compuesto =

100 ×

% (14)

I S

9.1.3 Aplicación de métodos de cálculo a transformadores de corriente de precisión de relé de tipo C Dado que los transformadores de corriente de tipo T tienen un flujo de fuga apreciable que i ngresa al núcleo, no pueden ser representados adecuadamente por un circuito equivalente. Este tipo de transformador de corriente no se presta a cálculos simples y precisos. Por lo tanto, estos cálculos son aplicables principalmente a los tipos C, es decir, transformadores de corriente de tipo buje para el servicio de retransmisión. Dado que estos transformadores son generalmente multirelación, la forma más útil en la que se pueden dar las características de excitación secundaria del transformador es una familia de curvas similares a la Figura 1 que muestra el voltaje de excitación y las corrientes en la base de giros del devanado secundario para cada relación. Estas curvas se determinan normalmente a partir de datos de ensayo tomados en una unidad típica de un diseño dado mediante el método contemplado en el punto 8.2.3.

9.2 Desmagnetización A continuación se presentan dos métodos para desmagnetizar transformadores de corriente: a) Método 1. Conecte el transformador de corriente en el circuito de prueba como se muestra en la Tabla 21. Aplique suficiente corriente al devanado de giro alto (generalmente X1−X2) para saturar el núcleo del transformador según lo determinado por las lecturas del amperímetro y el voltímetro; Luego reduzca lentamente la corriente a cero. No se superará la corriente secundaria nominal del transformador. 67 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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Figura 21 —Método 1: Circuito para desmagnetizar transformadores de corriente b) Método 2. Conecte el transformador de corriente en el circuito de prueba como se muestra en la Figura 22. Pase la corriente nominal a través del devanado de baja rotación (generalmente H1-H2). Aumente la resistencia R en el circuito de bobinado de alta rotación (generalmente X1−X2) hasta que el núcleo del transformador esté saturado y luego reduzca lentamente la resistencia a cero y desconecte la fuente de corriente. La saturación del núcleo se indica mediante una reducción de la corriente en el circuito de bobinado de alta vuelta.

Figura 22 —Método 2: Circuito para desmagnetizar transformadores de corriente ADVERTENCIA Se utilizará una resistencia continuamente variable para evitar abrir el circuito de bobinado de alta rotación cuando se cambien los valores de resistencia, ya que, a medida que aumenta la resistencia, la tensión a través de la resistencia se acercará al valor peligroso de circuito abierto.

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9.3 Mediciones de impedancia 9.3.1 Mediciones de la impedancia de cortocircuito del transformador de corriente La impedancia de cortocircuito medida de un transformador de corriente es la suma de la impedancia primaria y secundaria. Dado que la impedancia secundaria no puede determinarse únicamente a partir de esta información, los datos obtenidos son de poco valor en el cálculo de las características de la relación y el ángulo de fase. Sin embargo, es valioso para determinar la carga impuesta a los transformadores principales por los transformadores auxiliares. Excepto por la corriente, las cantidades medidas al realizar mediciones de impedancia en transformadores de corriente son extremadamente pequeñas y se debe tener mucho cuidado para obtener resultados precisos. A efectos de las mediciones de impedancia, los transformadores de corriente se pueden dividir en los siguientes tres tipos, de acuerdo con sus detalles físicos: a)

Tipo 1: Tipo Bushing, tipo ventana o tipo barra, con giros bien distribuidos alrededor del núcleo. En los transformadores de corriente de este tipo, la reactancia de fuga es extremadamente pequeña y la impedancia puede considerarse como la resistencia de todo el devanado o la parte a utilizar si está bien distribuida. Se debe consultar al fabricante si no se conoce la distribución del devanado.

b)

Tipo 2: Tipo de bobinado en el que los terminales de alta corriente (primarios) están en extremos opuestos del transformador. Los transformadores de este tipo deben ser excitados desde el devanado de alta corriente con el devanado de baja corriente cortocircuitado, porque un cortocircuito en el devanado de alta corriente introducirá un error apreciable en la medición debido a la impedancia adicional de las conexiones de cortocircuito. Se recomienda utilizar el método del medidor de tres voltios, tal como se describe en 10.2.1, para la medición de la impedancia en este tipo de transformador.

c)

Tipo 3: Tipo de bobina en la que los cables de alta corriente (primarios) se sacan paralelos entre sí a través de un solo buje. Los transformadores de corriente de este tipo pueden ser excitados desde el devanado de alta corriente o de baja corriente con el otro devanado cortocircuitado. El método de tres voltímetros o el método de vatímetro, voltímetro y amperímetro se pueden usar para mediciones de impedancia en transformadores de este tipo, dependiendo de qué bobinado se excite.

9.4 Polaridad 9.4.1 Comparación con un transformador de polaridad conocida Para determinar la polaridad de los transformadores de corriente mediante este método, haga lo siguiente: a)

Conecte los transformadores como se muestra en la figura 23.

b)

Energize el circuito desde una fuente de corriente controlada para que la corriente de prueba fluya en los devanados H1-H2 como se muestra en la Figura 23.

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c)

Si el amperímetro lee la suma de las corrientes en los devanados de alta vuelta, la polaridad del transformador desconocido se invierte. Si el amperímetro lee la diferencia de corrientes en los devanados de alta vuelta, la polaridad del transformador desconocido es la marcada.

Figura 23 —Polaridad en comparación con transformador de corriente de polaridad conocida

10. Procedimientos de ensayo aplicables a los transformadores de tensión

10.1 Medición y cálculos de la relación y el ángulo de fase 10.1.1 Cálculos de precisión para transformadores de tensión Hay varios métodos disponibles para calcular la precisión de los transformadores de voltaje a diferentes cargas. Estos métodos, que utilizan impedancias de bobinado y características de excitación del núcleo, están sujetos a algunas limitaciones y dan resultados con menos precisión que aquellos métodos que emplean una combinación de prueba y cálculo. Estos últimos métodos, utilizando valores medidos de relación real y ángulo de fase a carga cero y otra carga dentro de la clasificación de carga estándar máxima del transformador, producen resultados con un alto grado de precisión. Esto es posible porque tanto la relación como el ángulo de fase de un transformador de voltaje dan líneas prácticamente rectas cuando se trazan contra la corriente secundaria a un voltaje, factor de potencia y frecuencia dados.

10.1.2 Cálculo de la relación del transformador de tensión y del ángulo de fase a partir de datos conocidos de cero y carga nominal En este método, la relación real y el ángulo de fase de un transformador de voltaje se conocen tanto a carga cero como a otra carga, ya sea una carga estándar nominal o, más convenientemente, una carga resistiva o capacitiva pura, para un voltaje y frecuencia dados. A la misma tensión y frecuencia, la precisión de cualquier otra carga y factor de potencia puede calcularse a partir de las siguientes ecuaciones: 15 15

Estas ecuaciones son aproximaciones. Aunque producen resultados precisos para muchos casos, el usuario debe ser consc iente de que para cargas grandes (por ejemplo, Z o ZZ), se pueden introducir errores intolerables a menos que los voltios -amperios de la carga conocida sean iguales o grises.más que los de la carga desconocida, y los valores para las cargas conocidas y cero se miden con precisión. Este problema se minimiza para todos los casos si la magnitud de la carga conocida se hace nominalmente igual a la magnitud d e la carga nominal de lae transformador bajo prueba.

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Bo Bt Bc it ic

es la carga cero para la que se conocen RCF y θ es la carga para la que se conocen RCF y θ es la carga para la que deben calcularse RCF y θ es el ángulo del factor de potencia de la carga Bt (en radianes) es el ángulo del factor de potencia de la carga Bc (en radianes)

NOTA 1: θ t y θc son ángulos positivos para los factores de potencia rezagados.

RCF o es el factor de corrección del transformador para la carga B o RCF t es el factor de corrección del transformador para la carga B t RCF c es el factor de corrección del transformador para la carga B c γ o es el ángulo de fase del transformador para la carga B o [en radianes] γ t es el ángulo de fase del transformador para la carga B t [en radianes] γ c es el ángulo de fase del transformador para la carga B c [en radianes] NOTA 2: γ se considera positivo cuando el voltaje secundario conduce el voltaje primario.

RCFd = RCFt −RCFo

(15)

que es igual a la diferencia entre los factores de corrección de la relación del transformador para las cargas B t y Bo

γ =γ −γdto (16) que es igual a la diferencia entre los ángulos de fase del transformador cargas Bt y Bo, en radianes

Bc ×[RCFd ×cos(θ −θ +tc ) γ ×dsin(θ −θtc )]

RCFc = RCFo +

(17)

Bt Bc γ =γ +c o

[

× γ × d cos(θ −θ −t c ) RCF

d

×sin( θ −θ t c )] [en radianes] (18)

Bt

NOTA 3— Multiplicar radianes por 1000 para obtener miliradianes (mrad). Si desea minutos, multiplíquelos por 3438. NOTA 4— Estas ecuaciones proporcionan una determinación analítica de la precisión del transformador de voltaje. Aunque son largos, se puede escribir una computadora simple o un programa de calculadora programable para realizar los cálculos necesarios de manera rápida y precisa. Además, se ha demostrado que las soluciones gráficas de estas ecuaciones por medio de papel de coordenadas polares a escala especial y un transportador son lo suficientemente precisas para la mayoría de las aplicaciones de medición de ingresos.

Las ecuaciones para RCF c y γ c anteriores se reducen a la siguiente forma más simple en el caso en que se sabe que la carga para RCF y γ está en el factor de potencia unitario. 71 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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RCFc = RCFo +

c

×[RCFd ×cos(θ −c ) γ ×dsin(θc )]

(19)

Bt Bc ×sin(θ c )

γ =γ +c o

× γ ×[ d cos(θ +c ) RCFd

] [en radianes]

(20)

B

Bt Dónde Bt es la carga del factor de potencia unitaria γd está en radianes Para cargas que no excedan la carga para la cual se conocen los RCF y γ, los cálculos anteriores producirán la misma precisión que se obtendría de las pruebas reales a la carga desconocida. Cuando los cálculos se utilizan para determinar el rendimiento con cargas mayores, se obtendrá una precisión menor. Se deben tener en cuenta los efectos del aumento del calentamiento debido a las cargas más pesadas.

10.2 Mediciones de impedancia 10.2.1 Mediciones de la impedancia de cortocircuito del transformador de tensión Los transformadores de voltaje operan a altas densidades de flujo magnético en servicio normal. Aunque las mediciones de impedancia de cortocircuito se realizan necesariamente a bajas densidades de flujo magnético, los componentes de impedancia así obtenidos son valiosos para el cálculo de la relación del transformador y el ángulo de fase. Las características de cortocircuito también son valiosas en la selección de fusibles. La impedancia de cortocircuito se puede medir por el método del vatímetro, voltímetro, amperímetro. El método wattmeter, voltmeter, amperímetro se muestra en la Figura 24. Los valores medidos se corregirán para tener en cuenta la carga del instrumento, si se utilizan el vatímetro analógico y el voltímetro con baja impedancia de entrada.

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NOTA: se recomienda que el devanado de bajo voltaje se excite y el devanado de alto voltaje se cortocircuite

Figura 24 —Circuito para medir impedancia: vatímetro, voltímetro, amperímetro

10.3 Polaridad 10.3.1 Comparación con un transformador de polaridad conocida Para determinar la polaridad de los transformadores de voltaje utilizando este método, haga lo siguiente: a)

Conecte los devanados de alta rotación de los dos transformadores en paralelo, como se muestra en la Figura 25, conectando H1 del transformador conocido a H1 del transformador desconocido y H2 del transformador conocido a H2 del transformador desconocido.

b)

Conecte los devanados de baja rotación a través de un voltímetro, como se muestra en la Figura 25 conectando X1 del transformador conocido a X1 del transformador desconocido y X2 del transformador conocido a un terminal del voltímetro y X2 del transformador desconocido al otro terminal del voltímetro.

c)

Energize el circuito en los terminales H1−H2 desde una fuente de voltaje controlada de 60 Hz.

d)

Si el voltímetro lee cero, la polaridad del transformador desconocido es la marcada. Si el voltímetro lee la suma de los voltajes de los devanados de baja vuelta, la polaridad del transformador desconocido se invierte.

ADVERTENCIA Los altos voltajes estarán presentes en los terminales de alto voltaje de ambos transformadores. Se deben tomar precauciones de seguridad.

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Figura 25 —Polaridad en comparación con transformador de tensión de la misma relación y polaridad conocida

11. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a los transformadores de medida

11.1 Características de la reducción del tiempo 11.1.1 Pruebas de clasificación mecánica de corta duración El ensayo para demostrar la corriente mecánica nominal de corto plazo de un transformador de corriente se realizará sometiendo el transformador de corriente, con el devanado secundario cortocircuitado; a una corriente de cortocircuito totalmente asimétrica de una duración de al menos seis ciclos. La magnitud de la primera corriente de pico asimétrica será 2,7 veces la corriente nominal térmica de corta duración, y los demás picos disminuirán en magnitud. Esta prueba podrá combinarse con la prueba térmica de corta duración, siempre que el primer pico satisfaga la clasificación mecánica y los valores máximos restantes no sean inferiores a la potencia térmica durante la duración de la prueba. El ensayo para demostrar la capacidad mecánica de cortocircuito de un transformador de tensión se realizará con tensión nominal mantenida en el primario durante 1 s con los terminales secundarios cortocircuitados. El ensayo se realizará con los devanados secundarios en paralelo si hay varios devanados secundarios y cortocircuitando los grifos que den lugar a la corriente más alta. Como alternativa, la prueba podría realizarse cortocircuitando el devanado primario y aplicando el voltaje secundario nominal durante 1 s. El ensayo se realizará con los devanados secundarios en paralelo y aplicando la tensión entre los grifos que produzca la corriente más alta.

11.1.2 Cálculos térmicos de reducción del tiempo El cálculo del aumento de temperatura de un devanado en condiciones de corto tiempo se basa en la suposición de que el calentamiento es adiabático, es decir, que toda la energía desarroll ada en el devanado durante el período del cortocircuito (5 s o menos) se almacena como calor en el devanado. También se supone que la temperatura de arranque del devanado cuando se produce el cortocircuito es la temperatura máxima del punto más caliente del devanado a 30 °C de temperatura ambiente bajo carga 74 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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continua a (1) la corriente nominal continua para un transformador de corriente o (2) la carga estándar nominal máxima y el 110% de la tensión nominal para un transformador de tensión. Cuando esta temperatura del devanado del punto más caliente no se establezca mediante ensayo, se utilizarán los límites del aumento de la temperatura del punto más caliente (especificados en el cuadro 4) para 30 °C ambiente. La temperatura máxima calculada alcanzada por el devanado durante el cortocircuito no superará los límites especificados en el punto 6.6.2 para un transformador de corriente o en la cláusula 7 para un transformador de tensión. La ecuación general de la temperatura del devanado en condiciones de cortocircuito se expresa y utiliza más convenientemente como la densidad de corriente que producirá la temperatura máxima permitida en el devanado en las condiciones especificadas anteriormente. Así 2

Y = o U n

C × (T + 20) ×E 2 ×P×20 t n

T +i T +i

m

+K

s

1+ K (21)

Dónde I

es la corriente de cortocircuito, en amperios

A es la sección transversal del conductor en centímetros cuadrados C es la capacitancia térmica promedio por unidad de volumen, en vatiossegundos/(grados Celsius × centímetros cúbicos) ρ 20 es la resistencia específica a 20 °C en ohmios-cm t es la duración del cortocircuito, en segundos T es igual a 234.5 °C para el cobre es igual a 225 °C para el aluminio EC θs es la temperatura inicial, en grados Celsius θ m es la temperatura máxima, en grados Celsius K es la relación entre toda la pérdida de conductor parásito y la pérdida de DC I2R del devanado a la temperatura inicial, θs ln es el logaritmo natural Esta ecuación general puede simplificarse para la mayoría de las aplicaciones prácticas, ya que las clasificaciones térmicas de corto tiempo se basan en una duración de cortocircuito de 1 s, y a excepción de las grandes barras primarias del transformador de corriente, K suele ser insignificante. Para el cobre (100% SIGC):

ρ 20 = 1.725 × 10-6 Ω cm C = 3,575 Ws/(°C × cm3 ) T = 234,5 °C y, para las condiciones anteriores,

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I

234.5+θm

A =16240× ln

2

A

234.5+θs

cm2

(22)

Para el aluminio (CE, 62% IACS):

ρ 20 = 2.781 × 10-6 Ω cm C = 2,630 Ws/(°C × cm3 ) T = 225 °C y, para las condiciones anteriores,

I

225+θm

A =10760× ln

2

A

225+θs

cm2

(23)

Si θ m se toma como 250 °C para el cobre y como 200 °C para el aluminio EC (véase 6.6.2), y si θ s se toma como 95 °C para los tipos de subida de 55 °C, 110 °C para los tipos de subida de 65 °C y 140 °C para los tipos de subida de 80 °C (véase el cuadro 4), entonces: Para el cobre: I/A = 14 260 A/cm2 para tipos de subida de 55 °C I/A = 13 420 A/cm2 para tipos de subida a 65 °C I/A = 11 660 A/cm2 para tipos de aumento de 80 °C Para el aluminio: I/A = 8110 A/cm2 para tipos de subida a 55 °C I/A = 7430 A/cm2 para tipos de subida a 65 °C I/A = 5940 A/cm2 para tipos de subida de 80 °C

11.2 Pruebas de aumento de temperatura 11.2.1 Generalidades Todos los ensayos de aumento de temperatura se realizarán en las condiciones normales del medio o método de enfriamiento. 76 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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Todos los ensayos de aumento de temperatura se realizarán con el transformador sometido a ensayo en la orientación y en las condiciones para las que está diseñado para funcionar. Si el transformador está diseñado para su uso en cualquiera de varias orientaciones, o bajo varias condiciones posibles, la prueba se realizará en la orientación y condición que se espera que resulte en el mayor aumento de temperatura. El transformador se montará normalmente. Montado de manera normal se interpretará en el sentido de que la disipación de calor debida a la conducción y la radiación no debe verse sustancialmente influenciada por una transferencia de calor anormal hacia o desde los objetos circundantes. Los transformadores deben estar completamente ensamblados con acabado normal, y si están llenos de aceite, deben llenarse al nivel recomendado. Los ensayos de aumento de temperatura se realizarán en una zona con una velocidad del viento igual o inferior a 0,5 m/s. Se considerará que el diseño cumple los requisitos del punto 4.6 si el aumento de temperatura se ajusta al cuadro 4 y el aumento de la temperatura terminal se ajusta al cuadro 5.

11.2.2 Temperatura ambiente o del aire de refrigeración La temperatura ambiente será la temperatura del aire que rodea el transformador sometido a ensayo. La temperatura ambiente no será inferior a 10 °C ni superior a 40 °C durante un ensayo de aumento de temperatura. El método preferido para medir la temperatura ambiente es utilizar un transformador idéntico ideal, o uno que tenga características similares de tiempo térmico, y medir la temperatura por el método de resistencia. El transformador de ralentí estará situado de forma que responda a los cambios de temperatura ambiente de la misma manera que el transformador sometido a ensayo (véase 8.4.3). Cuando no se disponga de un transformador idéntico, la temperatura del aire de refrigeración se determinará a partir de la media de las lecturas de varios termómetros o termopares (uno podrá utilizarse para transformadores pequeños) colocados alrededor y aproximadamente al mismo nivel que el centro de la superficie máxima de disipación vertical de calor del transformador, a una distancia horizontal adecuada para evitar que el transformador sometido a ensayo influya en las lecturas (1 m a 2 m es generalmente suficiente). Para reducir al mínimo los errores debidos al desfase temporal entre la temperatura de los transformadores y las variaciones de la temperatura ambiente, los termopares, o termómetros, se colocarán en recipientes adecuados y tendrán proporciones tales que requieran no menos de 2 h para que la temperatura indicada dentro del contenedor cambie 6.3 °C si se colocan repentinamente en aire que tiene una temperatura 10 °C más alta, o más bajo, que la temperatura indicada en estado estacionario anterior dentro del contenedor. Cuando la temperatura ambiente, basada en las lecturas medias de los termómetros o termopares durante un período de observación, no sea de 30 °C, las pérdidas del devanado no serán las mismas que los valores que se habrían obtenido a 30 °C en condiciones ambientales. Si los valores de aumento de temperatura obtenidos se aproximan a los valores límite para el aislamiento utilizado en el transformador, se aplicará una corrección a la parte del aumento de temperatura debida a las pérdidas del devanado. El aumento de temperatura corregido para los transformadores de corriente se obtendrá multiplicando el aumento total de temperatura medido por el factor aplicable [como se muestra en la ecuación (24) y la ecuación (25)].

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264.5 El factor para los devanados de cobre es igual a

(24)

234,5+θa 255 El factor para los devanados de aluminio EC es igual a

(25)

225+θa donde θa

es la temperatura ambiente al término del ensayo de aumento de

temperatura El aumento de temperatura de los transformadores de voltaje depende tanto de las pérdidas del devanado como de las pérdidas del núcleo. Solo la parte del aumento de temperatura debido a las pérdidas del devanado se ve afectada por la temperatura ambiente, ya que las pérdidas del núcleo no cambian apreciablemente en el rango de temperatura en el que normalmente operan los transformadores de instrumento. La parte del aumento de temperatura debida a las pérdidas del devanado se corregirá utilizando el factor aplicable cubierto anteriormente. Para obtener la parte del aumento de temperatura debida a pérdidas del devanado, se realizará un ensayo de aumento de temperatura con el devanado secundario del transformador de tensión en circuito abierto y los valores obtenidos restarán de los valores de aumento de temperatura obtenidos en la condición correspondiente especificada en el punto 13.2.

11.2.3 Mediciones del aumento de temperatura Se tomarán disposiciones para medir la temperatura superficial de todas las partes metálicas que rodean o adyacentes a los cables o terminales de salida que transportan grandes corrientes. Cuando sea posible, la temperatura superior del líquido de los tran sformadores llenos de aceite se medirá mediante un termopar o termómetro de alcohol sumergido aproximadamente a 5 cm por debajo de la superficie superior del líquido. Las bombillas del termómetro de alcohol u otros medios de lectura de temperatura utiliza dos para tomar las temperaturas de las superficies del transformador en el aire estarán cubiertas por pequeñas almohadillas de fieltro, o equivalentes, cementadas al transformador. Si se utilizan termopares, los cables deberán estar dispuestos de manera que no se conduzca un calor excesivo hacia o desde la unión. El aumento de temperatura medio final de los devanados se determinará mediante el método de resistencia siempre que sea posible. Para evitar errores debidos al tiempo necesario para que la corriente del puente sea constante, el tiempo necesario se determinará durante la medición de la temperatura de referencia de la resistencia del devanado. Se concederá un tiempo igual o ligeramente superior al efectuar mediciones de la temperatura final y de la velocidad de refrigeración. Las mediciones del aumento de temperatura por el método de resistencia no incluirán las resistencias de contacto. Esto se puede lograr mediante el uso de un método de cuatro hilos. El aumento de temperatura se considerará constante cuando todas las temperaturas que puedan medirse sin parada a intervalos no inferiores a 30 minutos presenten tres lecturas consecutivas a 1 °C. Los ensayos de aumento de temperatura no se realizarán por ningún método que requiera cortar la alimentación durante más de 2 minutos en 2 horas para establecer que se ha alcanzado una temperatura constante. 78 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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11.2.4 Determinación de la temperatura del devanado en el momento de la parada Se hará una corrección para el enfriamiento que se produce desde el momento en que se corta la alimentación hasta el momento en que se mide la resistencia al calor. El método recomendado para determinar la temperatura del devanado en el momento de la parada consistirá en medir la resistencia de los devanados, a medida que el transformador se enfría, inmediatamente después del apagado y extrapolándolo al momento de la parada. Se efectuarán al menos cuatro mediciones a intervalos no superiores a 3 minutos ni inferiores al tiempo necesario para que la corriente de medición se estabilice. Si la corriente no supera el 15% de la corriente nominal del devanado, puede mantenerse durante todo el período.

11.2.5 Determinación de la temperatura media por el método de resistencia La temperatura media de un devanado se determinará mediante la ecuación (26) o la ecuación (27).

Rt θ =t

×(T +θo ) −T

(26)

R el

R t −R o θ =t

×(T +θ o) +θ

R

o (27)

o

Dónde T T it

es para cobre igual a 234.5 es para aluminio EC igual a 225 es la temperatura en grados centígrados correspondiente a la resistencia del devanado en el momento del apagado io es la temperatura en grados centígrados correspondiente a la resistencia de referencia del devanado Rt es la resistencia del bobinado en el momento del apagado Ro es la resistencia de referencia del bobinado El equipo de medición de la resistencia de CC tendrá una resolución mínima de tres dígitos significativos después del primer dígito significativo.

11.2.6 Determinación del aumento de temperatura a partir de mediciones de temperatura El aumento de temperatura es la temperatura total corregida menos la temperatura ambiente en el momento en que se realizaron las observaciones.

11.2.7 Corrección del aumento de temperatura observado para la variación de altitud Cuando los ensayos se efectúen a una altitud no superior a 1000 m sobre el nivel del mar, no se aplicará ninguna corrección de altitud al aumento de la temperatura. Cuando los ensayos se efectúen a una altitud superior a 1000 m sobre el nivel del mar, el aumento de la temperatura se corregirá a condiciones de 30 °C mediante el método siguiente: 79 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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h −1000

θ =θ × −rm

10.005×

100

(28)

Dónde θr es el aumento de temperatura con condiciones estándar θ m es el aumento de temperatura medido corregido a las condiciones de 30 °C h es la altitud en metros sobre el nivel del mar

11.3 Pruebas de impulso 11.3.1 Secuencia de prueba de impulsos Estas pruebas consisten en aplicar en el siguiente orden una onda completa reducida, una onda llena, dos olas picadas y dos ondas llenas.

11.3.1.1 Onda a utilizar La onda que se utilizará consistirá en una onda nominal de 1,2 × 50 μs. Cualquiera de las d os, pero no ambas, se pueden usar ondas positivas o negativas. Se recomiendan ondas de polaridad negativa para aparatos llenos de aceite y de polaridad positiva para aparatos de tipo seco o de tipo compuesto, que se utilizarán a menos que se especifique lo contrario. Se medirá la tensión y se escalarán las trazas de forma de onda como se especifica en IEEE Std 4.

11.3.1.2 Ensayo de onda completa reducida Para este ensayo, la onda de tensión tendrá un valor de pico comprendido entre el 50 % y el 70 % del pico de onda completa que figura en el cuadro 2.

11.3.1.3 Prueba de onda picada Para este ensayo, la onda de tensión aplicada se cortará mediante un espacio de aire adecuado. Tendrá un valor de pico y un tiempo de flashover de conformidad con el cuadro 2. Para evitar la recuperación de la resistencia del aislamiento si se ha producido una falla durante un impulso anterior, el intervalo de tiempo entre la aplicación de la última ola cortada y la onda completa final debe minimizarse y, preferiblemente, no debe exceder los 10 minutos.

11.3.1.4 Prueba de onda completa Para esta prueba, la onda de tensión tendrá un valor de pico de acuerdo con la Tabla 2, y no se producirá ningún flashover del transformador bajo prueba o brecha de prueba.

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El intervalo de tiempo entre la aplicación de la última ola picada y la onda llena final se reducirá al mínimo para evitar la recuperación de la resistencia del aislamiento si se ha producido un fallo antes de la onda completa final. Todos los impulsos aplicados a un transformador se registrarán si sus valores de pico superan el 40 % del pico del valor de onda completa que figura en el cuadro 2. Cuando los informes requieran trazas de forma de onda, las de la primera onda llena reducida, la primera onda llena, las dos últimas ondas picadas y la última onda completa de tensión representarán un registro de las aplicaciones exitosas de la prueba de impulsos al transformador.

11.3.1.5 Conexiones de transformador de corriente para ensayo de impulsos La tensión de impulso se aplicará a todos los cables primarios simultáneamente con los devanados secundarios cortocircuitados y conectados a tierra.

11.3.1.6 Conexiones de transformadores de tensión para ensayo de impulsos La tensión de prueba especificada se aplicará a cada terminal primario. Al probar transformadores equipados con fusibles, los fusibles deben cortocircuitarse. Se aplicarán tensiones de ensayo al terminal de polaridad del devanado de alta tensión con el cable opuesto conectado a tierra y al terminal de no polarid ad con el cable de polaridad conectado a tierra. Un terminal del devanado sometido a ensayo se conectará a tierra directamente o a través de una pequeña resistencia si se van a realizar mediciones de corriente. Un terminal de cada uno de los otros devanados puede conectarse a tierra directamente o a través de una resistencia. Es deseable que el voltaje en los terminales sin conexión a tierra de un devanado no sometido a prueba no exceda el 80% del voltaje de onda completa para su clasificación BIL. En algunos casos, la inductancia del devanado es tan baja que la magnitud de voltaje deseada y la duración del punto del 50% en la cola de la onda no se pueden obtener con el equipo disponible. Los devanados de baja inductancia se pueden probar insertando una resistencia de no más de 500 Ω en el extremo conectado a tierra del devanado. En todos estos casos, se pueden utilizar ondas más cortas (para obtener información adicional, consulte 10.3.1.1 de IEEE Std C57.12.90).

11.3.1.7 Detección de fallos durante la prueba de impulsos Cualquier diferencia inexplicable entre la primera onda 100% llena y la onda completa final detectada superponiendo las dos trazas de forma de onda de voltaje, o cualquier diferencia observada al comparar las ondas picadas entre sí y con la onda completa hasta el momento del flashover, son indicios de falla. Las desviaciones pueden ser causadas por condiciones en el circuito de prueba externo al transformador o por dispositivos de protección y deben investigarse a fondo. Las burbujas de humo que se elevan a través del líquido en el transformador son evidencia definitiva de falla. Las burbujas claras pueden o no ser evidencia de problemas; Pueden deberse al aire atrapado. Deben investigarse repitiendo la prueba, o reprocesando el transformador y repitiendo la prueba para determinar si se ha producido una falla.

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Al hacer la prueba de onda picada, la falla del espacio de corte, o cualquier parte externa, en flashover, aunque las trazas de forma de onda de voltaje muestran una onda picada, es una indicación definitiva de un flashover dentro del transformador o en el circuito de prueba. El ruido inusual dentro del transformador en el instante de aplicar el impulso es una indicación de problemas. Para transformadores de medida con aislamiento graduado capacitivo, la comparación de trazas de forma de onda actual es obligatoria. Cuando se utiliza el método de detección de corriente de tierra, se mide la corriente de impulso en el extremo conectado a tierra del devanado probado. Cualquier dif erencia inexplicable detectada al superponer las dos trazas de forma de onda actual de las primeras pruebas de onda 100% de onda completa y última de onda completa puede ser una indicación de falla. Las desviaciones en las formas de onda de corriente también pueden ser causadas por condiciones en el circuito de prueba externo a los transformadores, o por dispositivos de protección incorporados, y deben investigarse a fondo. Es difícil proteger completamente el circuito de medición de la influencia del alto voltaje del generador de impulsos, y con frecuencia se recogen algunos voltajes parásitos que pueden producir un registro errático para los primeros 1 μs o 2 μs. Tales influencias, si ocurren al comienzo de la ola actual, deben ser ignoradas. El método de detección de corriente de tierra no es aplicable para su uso con pruebas de onda picada.

11.4 Medición de descarga parcial Las tensiones de pretensión y de extinción prescritas se ajustarán a lo dispuesto en el cuadro 21 u 8.6.2, según la tensión nominal. Antes de la prueba, la configuración se calibrará para la medición de descarga parcial de 10 pC para transformadores de medida llenos de aceite o gas, y de 50 pC para transformadores de medida de tipo seco. El método de medición se ajustará a la norma IEC 60270. El nivel de ruido de fondo se ajustará a la norma IEC 60270. Si es necesario, se pueden usar electrodos externos para los terminales primarios y la tierra del transformador. A medida que aumenta la tensión de prueba, se registrará la tensión a la que se detecta la intensidad de descarga parcial de 10 pC para transformadores de medida llenos de aceite o gas, y 50 pC para transformadores de medida de tipo seco (es decir, la tensión de inicio de descarga parcial). A continuación, se aumentará la tensión de ensayo hasta que alcance el nivel de tensión de pretensado, que se mantendrá durante todo el tiempo de conformidad con el cuadro 20. Posteriormente, la tensión de ensayo se reducirá al nivel de tensión de extinción prescrito y se mantendrá durante un período de 30 s dentro del cual se medirá la intensidad de descarga parcial. La tensión de extinción de descarga parcial real se registrará durante la reducción de la tensión de pretensado a la tensión de extinción prescrita. 16 Si la intensidad de descarga parcial excede el límite de 10 pC para transformadores de medida llenos de aceite o gas, y de 50 pC para transformadores de medida de tipo seco, la prueba puede extenderse, a discreción del fabricante, hasta 10 minutos al nivel de tensión de extinción prescrito. El ensayo finalizará si la intensidad de descarga parcial medida ha disminuido a menos o igual a 10 pC para los transformadores de medida llenos de aceite o gas, y a 50 pC para los transformadores de medida de tipo seco. Se considerará que el dibujo o modelo cumple los requisitos si se cumplen las condiciones siguientes:

16

La intensidad de descarga parcial puede medirse a medida que el voltaje de prueba se reduce del nivel de voltaje de soporte de frecuencia de potencia.

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a)

No se observa ninguna descarga externa disruptiva o colapso de voltaje durante la prueba, y

b)

La intensidad de descarga parcial medida al nivel de tensión de extinción prescrito es igual o inferior a 10 pC para transformadores de instrumentos llenos de aceite o gas, y 50 pC para transformadores de instrumentos de tipo seco, y 17

c)

No se encuentra ninguna falla de aislamiento interno mediante la medición del factor de capacitancia y disipación.

d)

Para transformadores con una tensión nominal inferior a 10 kV, para transformadores moldeados de tipo seco sin aislamiento graduado capacitivo o para transformadores de corriente de buje, estos requisitos de factor de capacitancia y disipación no se aplican.

11.5 Pruebas de resistencia al voltaje húmedo 11.5.1 Prueba de tensión de impulso de conmutación en el devanado primario El ensayo se realizará únicamente en diseños de transformadores de una tensión nominal del sistema igual o superior a 345 kV. La tensión se aplicará entre el terminal primario y el terminal de tierra del transformador. Todos los terminales de bobinado secundarios y el bastidor de la base deberán estar conectados a tierra. La preparación del transformador y el procedimiento de humectación se realizarán de acuerdo con las «pruebas húmedas» de la norma IEEE Std 4. Las condiciones de precipitación serán las descritas en el "Procedimiento de ensayo estándar" descrito en el cuadro 3 de la misma norma. La corrección de la densidad del aire se realizará de acuerdo con 13.2 de IEEE Std 4 2013. La forma de onda de tensión será de 250 μs ± 20 % × 2500 μs ± 60 % (o [200 – 300] μs × [1000 – 4000] μs) forma de onda estándar. La tensión de prueba se ajustará al cuadro 2. La onda aplicada será únicamente de polaridad positiva. La secuencia de ensayo consistirá en lo siguiente: a)

Una ola reducida con 50% a 70% del valor nominal proporcionado en la Tabla 2, y

b)

Quince olas llenas

Se considerará que el diseño cumple los requisitos si: El número de descargas disruptivas externas no es superior a dos No se detecta ninguna desviación entre las trazas de onda reducida y de onda completa y/o entre las trazas de onda de onda completa NOTA: Puede suceder que se observen pequeñas desviaciones entre las trazas de onda reducida y la forma de onda completa. Si este es el caso, la comparación entre la primera y otras trazas de forma de onda completa puede utilizarse para verificar que las desviaciones observadas al utilizar las trazas de forma de onda reducida son causadas únicamente por el diferente nivel de tensión y las correspondientes no linealidades en el circuito de prueba y/o el circuito de medición.

17

Se recomienda registrar el voltaje de extinción de descarga parcial medido realmente.

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No se observa descarga perturbadora interna ni perforación del aislamiento sólido No se observa ruido audible del transformador durante la prueba No se encuentra ningún fallo de aislamiento interno con la medición del factor de capacitancia y disipación 11.5.2 Prueba de resistencia de voltaje de frecuencia de potencia El ensayo se realizará únicamente en transformadores de una tensión nominal de red igual o inferior a 230 kV. La preparación del transformador y el procedimiento de humectación se realizarán de acuerdo con la norma IEEE Std 4. Las condiciones de precipitación serán las descritas en el "Procedimiento de ensayo estándar" para los ensayos en húmedo. La corrección de la densidad del aire se realizará de acuerdo con 13.2 de IEEE Std 4-2013. Se considerará que el diseño cumple los requisitos si: a)

No se observa descarga interrumpida o colapso del voltaje de prueba durante la prueba

b)

No se encuentra ningún fallo de aislamiento interno con la medición de capacitancia y factor de disipación

11.6 Comprobación del escudo de tierra: clase de 72 kV y superior Para determinar lo siguiente, se realizará una medición del factor de disipación y capacitancia de tres terminales en el modo de muestra conectada a tierra y a una tensión de 1,0 kV (rms) o in ferior: La capacitancia del devanado primario al suelo Cp La capacitancia del devanado secundario al suelo Cs La capacitancia entre el devanado primario y secundario C ps Para transformadores llenos de gas, la prueba puede realizarse en cualquier ajuste de la presión del gas. Se indicará la presencia del blindaje de tierra si las capacitancias medidas se ajustan a la ecuación (29).

1/ C ps +1/ C p =1/ Cs

(29)

Se considerará que el transformador cumple los requisitos si los parámetros medidos se sitúan dentro del ±10 % del valor determinado con la expresión anterior.

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12. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a los transformadores de corriente

12.1 Clasificación térmica a corto plazo de los transformadores de corriente La clasificación térmica de corto plazo asignada a un transformador de corriente será tal que la densidad de corriente admisible, determinada por la Ecuación (21), la Ecuación (2 2) o la Ecuación (23), según corresponda, no se exceda en ningún devanado. Para los transformadores de corriente, la mayor parte de la pérdida del conductor parásito, si la hay, se encuentra normalmente en el devanado primario, y K, la relación entre la pérdida del conductor parásito y la pérdida de I2R , debe aplicarse únicamente a los cálculos del aumento de temperatura en el devanado primario. El valor puede determinarse a partir de la ecuación:

Pcon −Ip(2 I×2 R×R)

K=

cmA 2

(

30)

Dónde I2×R es la pérdida total de CC para devanados primarios y secundarios Ip2×R es la pérdida de cc solo para el devanado primario Pz es el vatio medido en el ensayo de impedancia (véase 8.2.2) El valor de K a la temperatura inicial prescrita puede determinarse a partir de la relación de pérdida parásita K a alguna otra temperatura θa mediante las siguientes ecuaciones: Para el cobre: 2

234,5+θa K = Ka ×

A cm2

(31)

234,5+θs Para el aluminio CE: 2

225+θa

A

K=K× a

225+θs

cm2

(32)

Para el cálculo de la densidad de corriente admisible en el devanado secundario, K podrá considerarse insignificante y podrán utilizarse las ecuaciones simplificadas al final del punto 11.1.2. En un transformador de corriente, en las condiciones prescritas para el cálculo del aumento de temperatura, la saturación del núcleo puede hacer que la corriente secundaria real sea menor que la indicada por la relación marcada del transformador. 85 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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Cuando la corriente secundaria real en la condición de sobrecarga se haya establecido mediante ensayo o cálculo, podrá utilizarse la densidad de corriente secundaria real en lugar de la indicada por la relación marcada.

12.2 Pruebas de aumento de temperatura del transformador de corriente Los ensayos de los transformadores de corriente se realizarán a corriente continua nominal máxima y a frecuencia nominal. Todos los terminales y juntas deben estar limpios y apretados y deben proporcionar un buen contacto eléctrico. Los devanados secundarios estarán conectados a su(s) carga(s) nominal(es). Los transformadores de corriente que hayan sido magnetizados midiendo la resistencia del devanado se desmagnetizarán después de completar las pruebas de aumento de temperatura. (El método de desmagnetización está cubierto en 9.2.) Los conductores portadores de corriente que alimentan el transformador del instrumento no actuarán como fuente de calor ni como disipador de calor. Para cumplir este requisito, la temperat ura de los conductores portadores de corriente a una distancia de 1 m de los terminales primarios del transformador no diferirá en más de ±5 °C de la medida en los terminales del transformador. Al realizar pruebas de temperatura en transformadores de corriente de tipo ventana, el conductor primario utilizado en la prueba tendrá una capacidad de corriente continua en la configuración utilizada y, según la autoridad reconocida, no inferior a la corriente de prueba. Si se utiliza más de una vuelta primaria, l a holgura entre las vueltas y el cuerpo del transformador alrededor del exterior será de al menos 30 cm. Para los transformadores de tipo de elevación de 55 °C o 65 °C, la capacidad de corriente continua del bus primario se basará en un aumento de temperatura de 50 °C o menos, y la capacidad de corriente continua del cable primario se basará en una temperatura máxima del conductor de 75 °C.

12.3 Prueba de sobretensión entre giros El ensayo de sobretensión entre giros se realizará con arreglo a uno de los procedimientos siguientes. Si no se acuerda lo contrario, la elección del procedimiento se deja al fabricante. Procedimiento A: con los devanados secundarios conectados a un voltímetro de lectura de picos de alta impedancia, aumente gradualmente la corriente primaria sustancialmente sinusoidal a una frecuencia nominal de cero a la corriente nominal continua máxima, o hasta que el voltaje máximo alcance 3500 V, lo que ocurra primero. Mantener la corriente primaria durante 60 s. Procedimiento B: con el devanado primario en circuito abierto, se aplicará la tensión de prueba prescrita (a una frecuencia adecuada) durante 60 s a los terminales del devanado secundario, siempre que el valor rms. de la corriente secundaria no exceda de la corriente secundaria nominal (o corriente extendida nominal). El valor de la frecuencia de ensayo no será superior a 1000 Hz.

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A esta frecuencia, si el valor de tensión alcanzado a la corriente secundaria nominal (o corriente extendida nominal) es inferior a 3500 V pico, la tensión obtenida debe considerarse como la tensión de prueba. Cuando la frecuencia exceda del doble de la frecuencia nominal, la duración de la prueba podrá reducirse a partir de 60 s, como se muestra en la ecuación (33): el doble de la frecuencia nominal Duración de la(s) prueba(s) = × 60 (33) Frecuencia de prueba La prueba de sobretensión entre giros no es una prueba realizada para verificar la idoneidad de un transformador de corriente para operar con el devanado secundario en circuito abierto. Los transformadores de corriente no deben funcionar con el devanado secundario en circuito abierto debido a la sobretensión y sobrecalentamiento potencialmente peligrosos que pueden ocurrir.

13. Procedimientos de ensayo de tipo aplicables a los transformadores de tensión

13.1 Capacidad térmica de cortocircuito de los transformadores de voltaje Para demostrar la capacidad de un transformador de voltaje para cumplir con las limitaciones de temperatura de 7.7, la corriente de cortocircuito en cada devanado se calcula para la condición de voltaje nominal aplicado a los terminales primarios, y el devanado secundario cortocircuitado en sus terminales. La densidad de corriente I/A se calcula dividiendo la corriente de cortocircuito por la sección transversal del conductor. El valor de la densidad de corriente así obtenido para cada devanado no excederá del valor aplicable calculado utilizando las ecuaciones al final del punto 11.1.2, considerándose la relación de pérdida del conductor parásito K para los transformadores de tensión. A efectos del cálculo de la corriente de cortocircuito de la discusión anterior, la reactancia X y la resistencia R podrán determinarse por cualquiera de los métodos descritos en el punto 8.2, pero la resistencia se corregirá a una temperatura que sea la media de las temperaturas inicial y máxima. Para c ualquier bobinado: Dónde I es la corriente de cortocircuito V es la tensión nominal del devanado X es la reactancia, referida a ese devanado R es la resistencia, referida a que el devanado a la temperatura media θ a es la temperatura ambiente en °C θ m es la temperatura máxima en °C El valor de R puede determinarse a partir de la resistencia R a una temperatura θa mediante la ecuación (34) y la ecuación (35). Para el cobre:

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(34)

(θ +θ am ) R=Ra+

2

U IEEE Std C57.13-2016 Estándar IEEEnpara requisitos para transformadores de medida

234.5+ 234.5+θ

cm

a

2

Para el aluminio CE:

(i +θam ) 2 225+

U n

R = Ra +

(35)

cm2 225+θa En un transformador de voltaje en condiciones de cortocircuito, la corriente, y por lo tanto la densidad de corriente, disminuirá durante el cortocircuito debido al cambio de resistencia con la temperatura del devanado. El valor de la corriente de cortocircuito, según lo determinado por el párrafo anterior, representa, por lo tanto, un valor promedio durante el período de cortocircuito. Sin embargo, esta aproximación introduce un error insignificante en el cálculo del aumento de temperatura dentro de los límites prescritos.

13.2 Pruebas de aumento de temperatura del transformador de voltaje Los ensayos de aumento de temperatura se realizarán con la frecuencia nominal. El factor de potencia de la carga utilizada durante las pruebas de aumento de temperatura no es importante. Los ensayos de aumento de temperatura con carga térmica nominal se realizarán a la tensión primaria nominal. Los ensayos de aumento de temperatura, para condiciones normales de funcionamiento, se realizarán a una tensión primaria nominal del 110 % y con la carga estándar máxima para la que se publica una clase de precisión.

Anexo A Bibliografía (informativa) Las referencias bibliográficas son recursos que proporcionan material adicional o útil, pero no necesitan ser entendidos o utilizados para implementar esta norma. La referencia a estos recursos se hace únicamente para uso informativo. [B1] Arnold, A. H. M., "Current-transformer testing," Journal of the IEE, vol. 74, pp. 424-444, 1934. [B2] Arnold, A. H. M., "Pruebas de precisión de transformadores de corriente", Journal of the IEE, vol. 68, pp. 898-905, 1930. 88 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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[B3] ASTM D117-1996, Guía estándar para muestreo, métodos de prueba, especificaciones y guía para aceites de aislamiento eléctrico de origen petrolífero. [B4] Bousman, H. W., y Ten Broeck, R. L., "A capacitance bridge for determining the ratio and phase angle of potential transformers," AIEE Transactions, vol. 62, pp. 541-545, agosto de 1943. [B5] Brownlee, A. L., "Un método primario de medición de la relación y el ángulo de fase de los transformadores de corriente", AIEE Transactions, vol. 69, parte 1, pp. 459-460, 1950. [B6] Buchanan, J. H., "Design, construction, and testing of voltage transformers," Journal of the IEE, vol. 78, pp. 292-316, marzo de 1936. [B7] Clothier, W. K., y Medina, L., "The absolute calibration of voltage transformers," Proceedings of the IEE, vol. 104A, pp. 204-214, junio de 1957. [B8] Glynne, A., "El uso de un potenciómetro de CA simple para la prueba de precisión de transformadores de instrumentos", Journal of the IEE, parte 11, no. 21, pp. 177-181, junio de 1944. [B9] Harris, F. K., Mediciones eléctricas. Nueva York: John Wiley and Sons, Inc., 1952. [B10] Harris, F. K., et al., "An international comparison of voltage-transformer calibrations to 350 kV," IEEE Transactions on Communication and Electronics, vol. 83, pp. 13-19, enero de 1964. [B11] IEEE Std C57.98™, Guía IEEE para pruebas de impulsos de transformadores. [B12] Kusters, N. L., y Moore, W. J. M., "The compensated current compartor: A new reference standard for current-transformer calibrations in industry," IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-13, págs. 107-114, junio/septiembre de 1964. [B13] Kusters, N. L., y Petersons, O., "A transformer-ratio-arm bridge for high-voltage capacitance measurements," IEEE Transactions on Communications and Electronics, no. 69, pp. 606-611, noviembre de 1963. [B14] Kusters, N. L., "La medición precisa de las relaciones de corriente", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-13, págs. 197-209, dic. Año 1964. [B15] Miljanic, P. N., Kusters, N. L., y Moore, W. J. M., "The application of current comparators to the calibration of current transformers at ratios up to 36 000/5 amperes," IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-17, págs. 196-203, septiembre de 1968. [B16] Petersons, O., y Anderson, W. E., "A wide-range high-voltage capacitance bridge with one ppm accuracy," IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-24, núm. 4, págs. 336 a 344, dic. Año 1975. [B17] Petersons, O., "Un comparador de corriente autoequilibrado", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-15, nos. 1 y 2, págs. 62-71, marzo/junio de 1966. [B18] Petersons, O., "Un puente de capacitancia de alto voltaje autoequilibrado", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-13, núm. 4, págs. 216-224, dic. Año 1964. [B19] Silsbee, F. B., "Una resistencia blindada para pruebas de transformadores de voltaje", NBS Scientific Papers, vol. 20, pp. 489-514, 1926. [B20] Silsbee, F. B., Smith, R. L., Forman, N. L., y Park, J. H., "Equipment for testing current transformers," NBS Journal of Research, vol. 11, pp. 93-122, julio de 1933. [B21] Souders, T. M., "A wide range current comparator system for calibrating current transformers," IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-90, no. 1, pp. 318-323, enero/febrero de 1971. [B22] Sze, W. C., "Comparadores para calibraciones de transformadores de voltaje en NBS", NBS Journal of Research, parte C, Ingeniería e instrumentación, vol. 69C, no. 4, octubre / diciembre de 1965. [B23] Zinn, E., "Fundamentale Bestimmung der Fehler von Hochspannungswandlern durch ein Summierverfahren mittels Teilern aus Kapazitat und Widerstand," Archiv fur Electrotechnik, vol. 44, pp. 89 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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147-156, 1958-1960. Material útil que cubre transformadores de instrumentos 18 [B24] AIEE Committee on Protective Devices, Current Transformer Subcommittee, "Current- and potentialtransformer standardization," AIEE Transactions, vol. 61, pp. 698-706, septiembre de 1942. [B25] ANSI/NCSL Z540.3, Requisitos para la calibración de equipos de medición y prueba. [B26] Arnold, A. H. M., "Dielectric admittances in current transformers," Proceedings of the IEE, vol. 97, part II, pp. 692-698, 1950. [B27] Arnold, A. H. M., "The effect of capacitance on the design of torodial current transformers," Proceedings of the IEE, vol. 97, part II, no. 60, pp. 797-808, diciembre de 1950. [B28] Arnold, A. H. M., "Leakage phenomena in ring-type current transformers," Journal of the IEE, vol. 74, pp. 413-423, 1934. [B29] Davis, R., "El diseño y la construcción de una resistencia blindada para altos voltajes", Journal of the IEE, vol. 79, pp. 1028-1034, 1931. [B30] Dunfee, B. L., y Moore, W. J. M., "Una comparación internacional de estándares de relación de corriente en frecuencias de audio", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-14, págs. 172-177, dic. 1965. [B31] Foley, A. H., "A direct reading high-voltage capacitance bridge," AIEE Transactions, vol. 69, part II, pp. 692-698, 1950. [B32] Hague, B., Instrument Transformers Their Theory, Characteristics and Testing. Londres: Sir Isaac Pitman and Sons, Inc., 1936. [B33] IEEE Std C57.13.1-1981™, Guía para pruebas de campo de transformadores de corriente de retransmisión.19 [B34] IEEE Std C37.235™, Guía IEEE para la aplicación de bobinas de Rogowski utilizadas con fines de retransmisión de protección. [B35] ISO/IEC 17025:2005, Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración. [B36] Kusters, N. L. y Moore, W. J. M., "The development and performance of current comparators for audio frequencies," IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-14, págs. 178-198, dic. 1965. [B37] McGregor, MC, et al., "Nuevo aparato en la Oficina Nacional de Estándares para la medición de capacitancia absoluta", IRE Transactions on Instrumentation, vol. I-7, nos. 3 y 4, págs. 253 a 261, Dec. 1958. [B38] Miljanic, P. N., "Error capacitivo en comparadores de corriente", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, vol. IM-13, págs. 210-216, dic. Año 1964. [B39] Moreton, S. D., "Un método simple para la determinación de las características del transformador de corriente de buje", AIEE Transactions, vol. 62, pp. 581-585, septiembre de 1943. [B40] NEMA SG4, Disyuntores de alta tensión de corriente alterna.

18

Las referencias bibliográficas [B24] a [B49] constituyen una m uestra de la gran cantidad de material útil que cubre los transformadores de instrumentos que está disponible. Estas referencias se dan para la conveniencia de obtener información más detallada y un p históricoSobre la materia cubierta por esta norma. 19 Las publicaciones del IEEE están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, 445 Hoes Lane, Piscatawa y, NJ 08854, EE.UU. (http://standards/ieee.org/).

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Anexo B (normativo) Transformador de corriente tipo Bushing (BCT) y tipo de ventana de propósito especial transformadores de corriente B.1 Introducción A lo largo de los años ha habido mucha ambigüedad en el tratamiento de las BCT y cómo se aplican a las pautas establecidas en esta norma. El propósito de este anexo es definir las calificaciones, la selección y los requisitos de prueba para las BCT.

B.2 Ámbito de aplicación Este anexo cubrirá las BCT tal como se aplican a transformadores de potencia, reguladores de voltaje escalonado, disyuntores de potencia, compartimentos de bus de fase aislada, generadores y otros equipos donde podrían ser utilizados. Esto se aplicará a cualquier transformador de corriente de tipo ventana de potencia nominal igual o inferior a 0,6 kV, destinado a depender, además de su propio aislamiento, de cualquier combinación de aislamiento conductor y medio de aire, aceite o gas, como un sistema de aislamiento completo que satisfaga los requisitos dieléctricos del equipo.

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B.3 Requisitos generales A efectos del presente anexo, un BCT es un transformador de corriente de tipo ventana enrollado en un núcleo toroidal con devanados uniformemente distribuidos con una reactancia de fuga insignificante (véase la figura B.1). Tendrá una tensión nominal nominal de 0,6 kV sin clasificación BIL (a menos que el fabricante indique lo contrario). El devanado primario es típicamente en forma de un cable conductor, cable, barra colectora o terminal o buje de pared. Este conductor suele ser un solo turno ubicado centralmente en la ventana (consulte The IEEE Standards Dictionary Online). PRIMARIO DIRECTOR

H1

SECUNDARIO SINUOSO X2X1

Figura B.1—BCT típica B.3.1 Índices de precisión El rendimiento de la medición se ajustará al punto 6.3 y el rendimiento de la retransmisión se ajustará al punto 6.4. Está permitido tener clasificaciones duales que tengan un rendimiento de retransmisión y medición simultáneamente. B.3.1.1 Aplicaciones de control Cuando se utiliza en funciones de control, como la indicación de temperatura (punto caliente), el cambio de grifo de carga (LTC) o la regulación automática de voltaje (AVR), no se aplican designaciones de clase de medición ni de retransmisión. La relación puede seleccionarse por la corriente de carga completa y puede no necesariamente coordinarse con una relación de corriente estándar. Se utilizará un límite de precisión del ±1 % a corriente nominal con una carga de 50 VA. No habrá límite en el error de fase. Se requiere verificación al 100% de corriente nominal a carga nominal. Se puede utilizar una prueba directa o indirecta (mediante medición de errores compuestos) a discreción del fabricante. NOTA: Los reguladores de voltaje escalonado son nominalmente secundarios de 0,2 A con una carga de 3,5 VA y están cubiertos por IEEE Std C57.15. Si se utilizan BCT con 5A secundaria y se asignan clasificaciones de medición o protección convencionales, se aplicará el presente anexo.

B.3.1.2 Aplicaciones de medición no facturada A efectos de indicación con amperímetros, se utilizará la clase 1.2 o superior sin límite de error de fase. Se requiere verificación al 100% de corriente nominal a carga nominal. Se puede utilizar una prueba directa o indirecta (mediante medición de errores compuestos) a discreción del fabricante.

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B.3.1.3 Asignación de la precisión de la medición para devanados secundarios de roscado múltiple En el caso de la clase de medición 0,6 o superior, si el BCT es una relación doble, ambos grifos tendrán una precisión de medición definida y se probarán según la figura 7. No es deseable tener una clase de medición para un devanado de varias relaciones con más de dos relaciones disponibles a menos que todas las relaciones disponibles tengan clases de precisión definidas. El rendimiento de precisión empeorará y la carga puede disminuir a medida que disminuya la proporción. Si no se especifica ninguna, el fabricante verificará únicamente el grifo definido según la figura 7, y todas las demás re laciones no tendrán garantías de rendimiento. Si se definen otros coeficientes, la fabricación verificará el rendimiento del coeficiente más bajo con la clase y la carga de precisión más altas. La realización de pruebas en otras proporciones está sujeta a un acuerdo entre el productor y el usuario.

B.4 Clasificaciones térmicas continuas B.4.1 Temperatura ambiente Cuadro B.1. Temperatura ambiente Ambiente con respecto a la ubicación de BCT

Temperatura ambiente

En o por encima del aceite caliente

90°Cb

Disyuntor de potencia

En el aire bajo una cubierta sellada

55°C

Compartimento de fase aislado

Segregado/no segregado en el aire

55°C

Disyuntor de potencia o fase ISO

En gas SF6

30°C

Buje terminal del generador

Accesible o dentro de la caja de plomo

55°C

Propósito general

Con un flujo de aire adecuado

30°C

Aparamenta cerrada de metal

En aire dentro del recinto

55°C

Aplicación Transformador de potencia, regulador de voltaje

a b

media a

Estas temperaturas ambiente son típicas y pueden ser algún otro valor definido por el usuario final. En algunas circunstancias, el BCT puede instalarse en una bolsa de aire por encima de la superficie del aceite caliente y el ambiente CT puede ser de 15 °C a 20 °C más frío que la temperatura superior del aceite. Por el contrario, si el transformador utiliza un tanque conservador y el BCT estaría totalmente sumergido bajo aceite, el efecto de enfriamiento del aceite podría reducir el aumento real de la temperatura BCT en un 50%. A esta temperatura, el BCT puede energizarse a su factor de calificación máximo sin que se espere ninguna pérdida de vida. En condiciones de sobrecarga donde la temperatura superior del aceite puede alcanzar los 105 °C, el BCT puede ser energizado a su corriente nominal solamente. Temperaturas por encima de eso, se puede esperar pérd ida de vidas. c Consulte IEEE

Std C37.20.1, IEEE Std C37.20.2

o IEEE Std C37.20.3, según corresponda.

La temperatura ambiente a la que se asigna la base de servicio continuo se determinará mediante su aplicación, tal como se indica en el cuadro B.1. La temperatura ambiente de referencia se indicará en la placa de identificación BCT si no es distinta de 30 °C.

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B.4.2 Clase de aislamiento La clase de temperatura del sistema de aislamiento para determinar la elevación máxima admisible será, como mínimo, de la clase 105 °C. Si el sistema de aislamiento es superior a la clase 105 °C, tal como se indica en el cuadro B.2, deberá indicarse en la placa de identificación BCT. Todos los principales componentes de aislamiento utilizados en todo el conjunto BCT se c oordinarán térmicamente con su clase de temperatura según la Tabla B.2 y serán adecuados para el entorno al que se someterán, como se indica en la Tabla B.1.

B.4.3 Límites del aumento de la temperatura Con el fin de determinar el aumento de temperatura en un BCT, no se considerará la asignación de puntos calientes. Las vueltas secundarias generalmente se distribuyen uniformemente y el primario es típicamente un solo conductor que pasa a través de la ventana BCT con poca o ninguna contribución de calor al devanado secundario. El límite de aumento de temperatura admisible será simplemente la diferencia entre la clase de aislamiento y la temperatura ambiente. Aumento de temperatura máximo permitido, ΔT = clase de aislamiento - Clasificación de temperatura ambiente (B.1) Cuadro B.2—Clase de temperatura Elevación máxima permitida del bobinado @ 30 °C ambiente promedio (°C)

Elevación máxima permitida del bobinado @ 55 °C ambiente promedio (°C)

Máximo aumento del bobinado permitido @ 90 °C ambiente medio (°C)

Designación de clase de

máxima de trabajo

aislamiento

(°C)

Clase 105

105

65

40

15

Clase 120

120

80

55

30

Clase 130

130

90

65

—

Clase 155

155

115

90

—

Clase 180

180

140

115

—

Clase 200

200

160

135

—

Clase 220

220

180

155

—

Temperatura

Si el aumento máximo de temperatura no es la diferencia entre la clase de aislamiento y la clasificación de temperatura ambiente, se transmitirá al usuario final en la placa de identificación BCT. También se indicará en las curvas características publicadas. Por ejemplo: a)

Si la temperatura ambiente nominal es de 95 °C y el aislamiento es de clase 105, el aumento es de 10 °C; Sólo es necesario indicar la temperatura ambiente.

b)

Si la temperatura ambiente nominal es de 75 °C, el aislamiento es de clase 105 y el aumento es de 30 °C; Sólo es necesario indicar la temperatura ambiente.

c)

Si la temperatura ambiente nominal es de 55 °C y el aislamiento es de clase 130, pero el aumento es de sólo 30 °C, se indicarán los tres elementos. 94 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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B.4.4 Factor de calificación (RF) A los efectos del presente anexo, todos los términos relativos al servicio continuo máximo de un BCT se denominarán RF. Eso incluirá términos tales como RF térmica (TRF), RF térmica continua (CTRF), RF de corriente continua (CCRF) y similares. La relación de corriente máxima debe basarse en la corriente nominal continua máxima del buje o conductor en el que se está utilizando, incluidas las condiciones de sobrecarga de corto plazo que puedan afectar su aumento de temperatura. En algunos casos, la relación de corriente puede seleccionarse al 125% de la corriente nominal máxima, o a la siguiente relación estándar. La RF asignada multiplicada por la corriente primaria nominal será un límite absoluto de conformidad con el cuadro B.1. Al seleccionar una relación de corriente superior a la clasificación de corriente del buje, el RF se puede configurar para que coincida con la clasificación del buje. Por ejemplo, un transformador GSU con un buje nominal de 1200 A y una relación CT de 12 000:5 para que coincida con los CT aguas arriba, el RF podría indicarse como 0,1. En el caso de un bobinado multirelación, a menos que se indique lo contrario, el RF asignado se aplicará a todos los grifos disponibles. Cuando se utilicen CT de baja relación o conexiones de tomas de una CT de múltiples relaciones en bujes o conductores de ampacidad mucho más alta, el aparato en el que se instale la CT se reducirá adecuadamente de acuerdo con las clasificaciones de la relación CT. Los factores de calificación se asignarán de acuerdo con 6.5, a menos que el fabricante y el cliente final lo acuerden. El uso del gráfico de reducción de calificación (Figura 1) no es aplicable a las BCT. En el caso de temperaturas ambiente más bajas, no se debe suponer que la RF puede aumentar. Tales consideraciones se discutirán con el fabricante del BCT. B.4.4.1 Utilización de CT de baja relación en conductores de alta corriente Cuando se utilicen CT de baja relación o conexiones de toma de un CT de múltiples relaciones en bujes o conductores de ampacidad mucho más alta mientras estén destinados a ser utilizados a corrientes más bajas, el aparato en el que se instale el CT se coordinará adecuadamente con las clasificaciones CT. NOTA: Para disyuntores de alimentación de alto voltaje, consulte NEMA SG-4, IEEE Std C37.04 e IEEE Std C37.010 para obtener más orientación.

B.5 Calificaciones a corto plazo Las clasificaciones de tiempo corto para las BCT se asignarán como un múltiplo de la corriente nominal y se aplicarán a la relación de corriente máxima, a menos que se indique lo contrario. Las clasificaciones térmicas a corto plazo pueden calcularse sobre la base del área de la secci ón transversal del alambre magnético utilizado en el devanado secundario según 11.1.2. Esta clasificación se da como un valor rms simétrico. Para mantener la alineación con las clasificaciones de los disyuntores de potencia, se pueden proporcionar clasificaciones térmicas de corta duración para duraciones de tres segundos.

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Las clasificaciones mecánicas de corto tiempo de un BCT, para todos los propósitos prácticos, pueden considerarse ilimitadas, pero en realidad están limitadas por el conductor en el que está instalado. Por esta razón, la clasificación mecánica de corto tiempo se establece arbitrariamente en 2,7 veces la clasificación térmica calculada de un segundo a corto plazo, y es el valor máximo del primer bucle mayor asimétrico. El usuario debe tener en cuenta que estas clasificaciones de tiempo corto no son necesariamente las mismas que las del director principal, que pueden tener diferentes limitaciones.

B.6 Consideración dieléctrica Las BCT generalmente se montan alrededor de los vástagos de los bujes a lo largo del plano de tierra y rara vez están en contacto directo con el conductor portador de corriente primaria. También se pueden usar junto con aire, petróleo o gas para cumplir con un nivel dieléctrico más alto. Por esta razón, no se pueden probar de manera efectiva para satisfacer cualquier resistencia aplicada y nivel de impulso por sí solos. La calificación del sistema de aislamiento que incluye el BCT en su montaje será responsabilidad del fabricante del equipo, o se basará en prácticas exitosas de la industria. Por defecto, un BCT tendría una tensión nominal nominal de 0,6 kV sin clasificación BIL, a pesar de que se utilizan en sistemas a niveles mucho más altos.

B.7 Construcción B.7.1 Polaridad La marca de polaridad H1 debe ser visible. Esta marca puede tener la forma de una raya, punto o letras. También se puede indicar en la placa de identificación. Las marcas de los terminales secundarios se ajustarán a lo dispuesto en el punto 4.9.1.

B.7.2 Derivaciones secundarias Si se proporcionan cables secundarios, se identificarán por color, marcas permanentes en el aislamiento del alambre de plomo o algún otro medio aceptable, siempre que no se pueda quitar fácilmente. Los cables secundarios se considerarán una extensión del devanado secundario y, por lo tanto, no forman parte de la carga secundaria total. Para fines de aplicación, el fabricante puede proporcionar la resistencia del plomo, en Ω / pie, separada de la resistencia del devanado, ya que no tienen control sobre cuánto se puede eliminar durante la instalación. Esto normalmente se puede indicar en las curvas características publicadas.

B.7.3 Disposiciones de bobinado y roscado Todos los devanados, incluidos los giros entre grifos (cuando estén provistos) deben estar completamente distribuidos alrededor de la periferia central. Los acuerdos de grifo se ajustarán al cuadro 11, o a algún derivado cuando proceda. En el caso de configuraciones no definidas en el cuadro 11, los grifos serán especificados por el usuario final, y todos los grifos serán divisibles por 5 como mínimo. No se proporcionará ningún grifo de menos de 5 vueltas. En el caso de los BCT utilizados para funciones de control tales como detección de puntos calientes, indicadores de temperatura de bobinado o cambiadores de tomas de carga, es posible que algunos grifos (si 96 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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se proporcionan) no estén completamente distribuidos, ya que generalmente son pequeñas porciones por encima y / o por debajo del devanado principal, que debe estar completamente distribuido.

B.7.4 Acabado Las BCT generalmente se clasifican como de tipo interior. En la aplicación, están contenidos en un recinto que los protege de la exposición directa a la luz solar y los elementos climáticos. El sistema de aislamiento utilizado en todo el conjunto BCT deberá ser compatible con su clasificación de aislamiento y con el entorno para el que se utilizará de conformidad con el cuadro B.1.

B.7.4.1 BCT deslizantes externos Este es un tipo especial de BCT que tiene un sistema de aislamiento que protege el conjunto de la bobina BCT de la exposición directa del clima. Se montan externamente en un buje terminal co n un soporte adecuado. No requieren cubierta protectora ni carcasa. Una unidad de esta construcción puede tener una clasificación nominal BIL de 10 kV o superior, según lo definido por el fabricante, y se indicará en su placa de identificación. El aislamiento protector deberá ser adecuado para su uso en exteriores.

B.7.4.2 BCT de clase generadora Este es un tipo especial de BCT que está diseñado específicamente para su uso en bujes terminales de generadores o en compartimentos de fase aislados donde hay altas corrientes. Estos se construyen típicamente con materiales de clase de temperatura más alta. Debido a la naturaleza de la aplicación y las magnitudes de la corriente de funcionamiento, esta construcción puede requerir medios para proteger el devanado secundario de los efectos del flujo parásito externo de los conductores adyacentes y de retorno.

B.7.5 Placas de identificación La placa de identificación deberá ajustarse al punto 6.8 y podrá incluir la siguiente información: a)

La tensión nominal del sistema (VSN) será de 0,6 kV (a menos que se indique lo contrario)

b)

BIL – solo si corresponde

c)

El RF puede incluir la temperatura ambiente nominal y el aumento de la temperatura, si corresponde, según B.4.3, es decir,

d)

1)

RF 1.5 @ 55°C

2)

RF 2.0 @ 95°C / 1200A

3)

RF 1.0 @ 55°C / 130 °C / 55 °C de subida Otros requisitos:

Clasificación del sistema de aislamiento. Puede combinarse con NSV, es decir, 1)

Sistema de aislamiento: 0.6kV / 105 °C / Indoor-oil

2)

Nivel de aislamiento: 0.6kV / 10kV BIL / 130 °C / Interior-seco

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La información que quede fuera de la placa de identificación debido al espacio disponible u ot ras razones se comunicará al usuario final en las curvas características publicadas, el dibujo del contorno o cualquier otro medio oficial aceptable para el usuario final.

B.8 Pruebas de rutina De conformidad con el punto 4.8.1, se realizarán los siguientes ensayos rutinarios: a)

Prueba de tensión inducida (según 6.7.2 y 8.5.4). En el caso de relaciones de corriente altas en las que la tensión de excitación puede superar los 1600 V, el nivel inducido será 2 veces la tensión de saturación o 3200 V rms (pico de 4,5 kV), lo que sea menor.

b)

Verificación de turnos. Esta prueba se puede realizar con cualquier configuración o método adecuado siempre que pueda distinguir ±1 vuelta de las vueltas nominales. El margen de giro real cumplirá los límites de clase de precisión para la clase de relé y/o medición asignados.

c)

Verificación de polaridad (por 8.3).

d)

Resistencia del devanado secundario (por 8.4).

e)

Pruebas de precisión (según las figuras 7, 8.1, 8.2 y 9.1). NOTA—Esta prueba puede requerir la inducción de corrientes primarias a magnitudes muy altas (>20 000A), lo que puede provocar dificultades para obtener corrientes nominales del 100%. Estas pruebas se realizan normalmente en un entorno de laboratorio que requiere equipo y configuración especiales. Si por tipo de prueba y/o cálculos se puede demostrar con éxito que cumple con los requisitos de precisión, entonces se pueden realizar niveles de medición más bajos para el cumplimiento siempre que no sean inferiores al 50% de corriente nominal, se informen adecuadamente y se acuerden mutuamente entre el fabricante y el usuario final.

1)

En el caso de aplicaciones de medición no de ingresos en las que la relación de corriente no es estándar, se puede realizar una prueba de error compuesto para demostrar el cumplimiento, siempre que el error de fase no tenga importancia. Esta es una prueba de excitación secundaria realizada a un nivel equivalente a la corriente nominal con carga nominal, donde la corriente de excitación medida puede considerarse la corriente de error. Véanse los puntos 9.1.1 , 9.1.2 y 9.1.3.

2)

Para relaciones de corriente altas que excedan la clasificación de corriente de un bucle primario, se pueden usar múltiples bucles primarios siempre que estén igualmente espaciados alrededor de la periferia central y la influencia de la ruta de retorno sea insignificante.

3)

Para aquellos devanados que incorporan un blindaje interno como parte integral del devanado secundario, o un blindaje que está aislado del devanado secundario, la precisión permanecerá dentro de su clase prescrita cuando el bucle primario esté severamente descentrado, o cuando múltiples bucles primarios se distribuyan no más del 50% de la periferia del núcleo.

g) Otras pruebas acordadas entre el usuario final y el fabricante.

B.9 Ensayos de tipo Las pruebas de tipo para BCT se pueden realizar para verificar los cálculos de tipo y diseño de construcción que pueden cubrir efectivamente una amplia gama de clases de tamaño físico, proporción y precisión. De conformidad con el punto 4.8.1, se realizarán los siguientes ensayos de tipo: 98 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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a)

Prueba de aumento de temperatura (por 11.2). Este ensayo se realizará únicamente en el devanado secundario. Se tendrá en cuenta alguna consideración con respecto al entorno, la orientación del conductor y el apilamiento de múltiples BCT.

b)

Calificaciones a corto plazo (por 6.6 y 11.1). Los cálculos serán suficientes en lugar de la prueba.

c)

Prueba de sobretensión entre giros (según 6.7.1 y 12.3).

B.10 Instalación La intención de este anexo no es proporcionar instrucciones sobre técnicas de montaje, sino informar sobre algunas medidas de precaución en el proceso de instalación. Cuando se utilice un método de sujeción (placas, anillos, soportes, barras, etc.), se tendrá precaución al aplicar fuerza sobre las BCT. El mecanismo de sujeción no debe deformarse a sí mismo o al BCT cuando se aprieta. La fuerza excesiva puede alterar la salida característica del BCT. La fuerza de sujeción debe distribuirse de la manera más u niforme posible a lo largo de la superficie BCT. Cuando sea posible, se deben emplear algunos medios para amortiguar el BCT de la fuerza. Para arreglos y configuraciones de montaje especiales, consulte con el fabricante. Cuando el conductor primario a través de un BCT es un cable blindado, se debe tener precaución al conectar a tierra el blindaje. En algunos casos, puede ser necesario enrutar el escudo de nuevo a través de la ventana del BCT antes de terminarlo a tierra, evitando así la creación de un giro eléctrico cortocircuitado alrededor del núcleo del BCT. Esta condición hará que el BCT no funcione correctamente. La conexión a tierra de las piezas metálicas y las carcasas exteriores debe estar de acuerdo con IEEE Std C57.13.3.

B.10.1 Instalación de un BCT deslizante externo En la mayoría de los casos, el BCT deslizante externo se instala sobre un terminal de buje fuera del tanque o estructura, y se suspende alrededor de la brida del buje con soportes. La fuerza excesiva en este caso no es tan perjudicial para el rendimiento como lo es para su sistema de aislamiento externo. El BCT debe estar en o por debajo del plano de tierra efectivo de los bujes. Como precaución para proteger el BCT de un evento de flashover, se recomienda instalar un escudo de tierra. Al conectar el blindaje a tierra, el enrutamiento del cable se realizará de manera que no cause un cortocircuito eléctrico alrededor del BCT. Si se crea un giro cortocircuitado, el BCT no funcionará correctamente. En el caso de que el BCT deslizante externo esté en contacto directo con el tanque o la pared de la estructura, y la temperatura superficial de esa pared se eleve por encima de la temperatura del aire ambiente, se tendrán en cuenta los posibles efectos sobre el aumento de la temperatura, así como los efectos a largo plazo del aislamiento en sí. Si es posible, el BCT debe separarse de la pared para permitir el flujo de aire.

B.11 Ensayos sobre el terreno Los BCT se pueden montar e instalar en una amplia variedad de disposiciones. Para pruebas y métodos de campo comunes, consulte IEEE Std C57.13.1. En el caso de la medición de ingresos, es muy difícil verificar la precisión una vez instalada. Hay algunos métodos utilizados que proporcionarán resultados que pueden demostrar un BCT para cumplir con la clase, pero no necesariamente coinciden con los resultados originales de la prueba de fábrica. Será responsabilidad del usuario final determinar la aceptación y validez de cualquier método o dispositivo portátil que no: 99 Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.

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a)

Medir a corriente nominal, y/o

b)

Medir a la frecuencia de potencia nominal, y/o

c)

Tener trazabilidad a una oficina nacional de estándares (N.I.S.T., N.R.C.-Canadá, etc.).

B.12 Acoplador lineal de buje (BLC) Este es un tipo especial de BCT que se construye sin un núcleo de hierro. El secundario se enrolla en un formador no magnético. Más allá de esta desviación tendrá la misma apariencia que cualquier otro BCT. La inductancia mutua del BLC se establece de tal manera que se induce una salida de voltaje por a mperio de corriente primaria. El valor típico es 0.005 Ω donde por cada 1000 A de corriente primaria se induce una salida de 5 V en el devanado secundario; Otras proporciones son posibles. Esta relación permanece lineal a través del nivel de falla más alto encontrado. Para una transferencia de potencia máxima, el BLC puede especificarse por sus elementos R, X y Z. La salida de tensión será del ±1% a la corriente nominal con el conductor primario ubicado centralmente, y permanecerá ±1% cuando se gire alrededor del conductor primario. La salida será del ±1% cuando el conductor primario esté desplazado hasta un 25% desde el centro. Al realizar este ensayo, el bucle primario consistirá en una vuelta en la que no haya influencia externa de la trayectoria de retorno y de los elementos adyacentes del núcleo de hierro. Los cables secundarios, si se proporcionan, deben torcerse para minimizar los voltajes inducidos de fuentes externas. Además de la verificación de la exactitud, se medirán e indicarán los componentes R, X y Z. Dependiendo de su construcción de acabado, los BLC también pueden verse obstaculizados por fuerzas mecánicas excesivas. Todos sus parámetros están controlados geométricamente, por lo tanto, cualquier cambio en su geometría puede cambiar sus autoimpedancias. Al realizar la conexión, se recomiendan cables trenzados. En virtud de su construcción, el BLC puede ser fácilmente influenciado por fuerzas magnéticas externas. Al instalarlo, es mejor que el BLC se coloque lo más lejos posible de cualquier núcleo de hierro y la ruta del conductor de retorno. La geometría de la carcasa puede afectar a su salida. Si el BLC va a ser adyacente a, o intercalado entre CT convencionales de núcleo de hierro, la salida efectiva del BLC se verá influenciada. En estas situaciones, la salida puede ser de hasta el ±10% del voltaje nominal. NOTA: Esto no debe confundirse con las bobinas de Rogowski, ya que no son lo mismo. Las bobinas Ro gowski se tratan bajo IEEE Std C37.235 [B34].

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