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MÉXICO

TRANSFORMADORES TIPO SECO PARA EXCITACIÓN

DE GENERADORES ELÉCTRICOS

ESPECIFICACIÓN CFE K0000-17

SEPTIEMBRE 2005

REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE MARZO 1999

TRANSFORMADORES TIPO SECO PARA EXCITACIÓN DE GENERADORES ELÉCTRICOS

ESPECIFICACIÓN

CFE K0000-17

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO ____________________________________________________________________________1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ______________________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN_______________________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________________ 1

4.1 Factor de Armónicas _________________________________________________________________________ 1

4.2 Sobrecarga de Corta Duración _________________________________________________________________ 1

4.3 Sobrecarga Continua _________________________________________________________________________ 2

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES _______________________________________________ 2

5.1 Capacidad Nominal de los Transformadores para Excitación de Generadores Eléctricos ________________ 2

5.2 Capacidad Nominal de los Transformadores de Servicios Auxiliares _________________________________ 2

5.3 Conexiones para el Transformador de Excitación _________________________________________________ 2

5.4 Conexiones para el Transformador de Servicios Auxiliares _________________________________________ 2

5.5 Corriente de Carga ___________________________________________________________________________ 2

5.6 Tensión de Alimentación ______________________________________________________________________ 2

5.7 Tensión Nominal Secundaria __________________________________________________________________ 2

5.8 Nivel de Ruido _______________________________________________________________________________ 2

5.9 Designación de Terminales y Secuencia de Fases _________________________________________________ 3

5.10 Impedancia _________________________________________________________________________________ 3

5.11 Regulación _________________________________________________________________________________ 3

5.12 Relación de Transformación ___________________________________________________________________ 3

5.13 Corriente de Excitación _______________________________________________________________________ 3

5.14 Eficiencia ___________________________________________________________________________________ 3

5.15 Niveles de Aislamiento _______________________________________________________________________ 3

5.16 Pérdidas ___________________________________________________________________________________ 4

5.17 Descargas Parciales __________________________________________________________________________ 4

5.18 Clase de Enfriamiento ________________________________________________________________________ 4

5.19 Clase de Aislamiento _________________________________________________________________________ 4


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5.20 Características del Tablero ____________________________________________________________________ 5

5.21 Accesorios y Equipo Auxiliar __________________________________________________________________ 6

5.22 Características de Fabricación _________________________________________________________________ 8

6 CONDICIONES DE OPERACIÓN ________________________________________________________________ 9

6.1 Temperatura ________________________________________________________________________________ 9

6.2 Altitud de Operación ________________________________________________________________________ 10

6.3 Tipo de Servicio ____________________________________________________________________________ 10

6.4 Condiciones Emergentes de Operación ________________________________________________________ 10

6.5 Límites de Elevación de Temperatura para Transformadores con Carga Nominal Contínua _____________ 10

6.6 Características del Sistema ___________________________________________________________________ 10

6.7 Otras Condiciones de Servicio ________________________________________________________________ 10

7 CONDICIONES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL ___________________________________________________ 10

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ____________________________________________________ 10

9 MARCADO _________________________________________________________________________________ 10

10 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA,

RECEPCIÓN, ALMACENAJE, MANEJO _________________________________________________________ 11

11 CONTROL DE CALIDAD ______________________________________________________________________ 11

11.1 Pruebas Prototipo __________________________________________________________________________ 11

11.2 Pruebas de Rutina __________________________________________________________________________ 12

11.3 Pruebas de Aceptación ______________________________________________________________________ 12

11.4 Inspección Visual ___________________________________________________________________________ 12

11.5 Criterio de Aceptación _______________________________________________________________________ 12

11.6 Requisitos de Corto Circuito __________________________________________________________________ 12

11.7 Pruebas de Aislamiento ______________________________________________________________________ 13

11.8 Pruebas de Descargas Parciales ______________________________________________________________ 13

11.9 Verificación de Valores de Garantía ____________________________________________________________ 13

11.10 Detección de Armónicas y su Comportamiento __________________________________________________ 13

11.11 Condiciones de Aceptación y Responsabilidad __________________________________________________ 13

12 INFORMACIÓN TÉCNICA _____________________________________________________________________ 13


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13 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES __________________________________________________________ 13

14 CUESTIONARIO TÉCNICO ____________________________________________________________________ 13

15 BIBLIOGRAFÍA _____________________________________________________________________________ 13

APÉNDICE A CUESTIONARIO TÉCNICO _________________________________________________________________ 14

TABLA 1 Valores de tensión nominal y de prueba _________________________________________________________ 3

TABLA 2 Nivel de descargas parciales ___________________________________________________________________ 4

TABLA 3 Límites de temperatura, termperatura de referencia y elevación de temperatura para

devanados de transformadores secos con carga nominal contínua___________________________________ 4

TABLA 4 Acero inoxidable clasificación AISI resistente a la corrosión ________________________________________ 9


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1 OBJETIVO Establecer las características técnicas de diseño, operación y de control de calidad, que tienen que cumplir los transformadores trifásicos encapsulados y los tipo seco, autoenfriados y/o con enfriamiento forzado, para 60 Hz, que adquiere la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para suministrar energía al sistema de excitación estático de generadores eléctricos, asi como los de servicios auxiliares para la centrales hidroeléctricas.

2 CAMPO DE APLICACIÓN Aplica en las licitaciones para adquirir transformadores tipo seco para excitación y/o de servicios auxiliares para centrales de generación eléctrica.

3 NORMAS QUE APLICAN NOM-008-SCFI-2002; Sistema General de Unidades de Medida. NMX-H-004-1996; Industria Siderurgica-Recubrimiento de Zinc por el Proceso de Inmersion en Caliente para Sujetadores y Herrajes de Hierro y Acero-Especificaciones y Metodos de Prueba. NMX-J-109-1977; Transformadores de Corriente. NMX-J-168-1980; Transformadores de Potencial. NMX-J-284-ANCE-1998; Productos Eléctricos - Transformadores de Potencia - Especificaciones. NMX-J-351-1979; Transformadores Tipo Seco de Distribución y Potencia. NMX-J-438-ANCE 2003; Conductores – Cables con Aislamiento de Policloruro de Vinilo 75 °C y 90° C para Alambrado de Tableros – Especificaciones.

IEC 60270-2001; High – Voltaje Test Techniques - Partial Discharge Measurements.

IEC 60076-11-2004; Power Transformers – Part 11: Dry – Type Transformers. NRF-001-CFE-2000; Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción y Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE. NRF-002-CFE-2000; Manuales Técnicos. NRF-026-CFE-2005; Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13,8 kV a 400 kV. NRF-027-CFE-2005; Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones Nominales de 0,6 kV a 400 kV. CFE 54000-48-2003; Tablillas de Conexiones.

CFE D8500-01-2004; Selección y Aplicación de Recubrimientos Anticorrosivos. CFE D8500-02-2004; Recubrimientos Anticorrosivos. CFE D8500-03-2004; Recubrimientos Anticorrosivos y Pinturas para Centrales Termoeléctricas. CFE K0000-03-1999; Evaluación y Penalización de Valores de Garantía en Transformadores de Distribución. CFE L0000-06-1991; Coordinación de Aislamiento. CFE L0000-15-1992; Código de Colores. CFE L0000-42-1997; Requisitos del Sistema de Calidad de CFE. CFE L0000-45-2005; Desviaciones Permisibles en las Formas de Ondas de Tensión y Corriente del Suministro y Consumo de Energía Eléctrica. CFE W4101-16-2004; Sistema de Excitación Estático para Generadores Síncronos de Centrales Eléctricas. NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, se debe tomar en cuenta la edición en vigor o la última edición en la fecha de apertura de las propuestas de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa.

4 DEFINICIONES 4.1 Factor de Armónicas El factor de armónicas es la relación del valor eficaz de todas las armónicas con respecto al valor eficaz de la señal fundamental, véase la especificación CFE L0000-45. El transformador es energizado con formas de onda no senoidal y debe cumplir con lo establecido en la norma NMX-J-351 y la evaluación del aislamiento debe estar también de acuerdo con lo indicado en la norma NMX-J-351. Factor de armónicas para corriente. Factor de armónicas para tensión. 4.2 Sobrecarga de Corta Duración Carga de corta duración superior a la capacidad nominal, sin reducción en la vida útil del transformador.

1

27

25

23

l

...IIIFA

Ι+++

=

1

27

25

23

V V...VVV

FA+++

=


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4.3 Sobrecarga Continua Sobrecarga continua que resulta en una reducción en la vida útil del transformador.

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES

5.1 Capacidad Nominal de los Transformadores

para Excitación de Generadores Eléctricos La capacidad nominal de los transformadores para excitación de generadores eléctricos no debe ser menor de: Stexc = 1,15 (1,3 * Vt * Ifn) En donde: Stexc =Capacidad en VA del transformador de excitación. V t = Tensión de techo. Ifn = Corriente de campo nominal. 5.2 Capacidad Nominal de los Transformadores de

Servicios Auxiliares La capacidad nominal de cada uno de los transformadores se indica en las Características Particulares. 5.3 Conexiones para el Transformador de

Excitación 5.3.1 Conexión primaria Debe ser delta estrella a menos que se indique otra conexión en las Características Particulares. 5.3.2 Conexión Secundaria Debe ser estrella delta con neutro accesible y no aterrizado, a menos que se indique otra conexión en las Características Particulares. La conexión del neutro es requerida únicamente para pruebas.

5.4 Conexiones para el Transformador de Servicios Auxiliares

5.4.1 Conexión primaria Debe ser estrella delta a menos que se indique otra conexión en las Características Particulares. 5.4.2 Conexión secundaria Estrella con neutro a tierra a través de una resistencia. La resistencia debe ser de acero inoxidable, 25 Ω, 3 kW, servicio continuo. Conectados en paralelo a esta resistencia se debe suministrar un explosor para operar a 1 500 V y un transformador de potencial de 480 V/120 V. 5.5 Corriente de Carga Los transformadores a que se refiere esta especificación deben soportar corrientes de carga no senoidales con componentes armónicas cuyo factor es mayor al 5 %, como las que resultan de cargas compuestas por equipos de rectificación o convertidores c.a. - c.d. de estado sólido o similar, con un factor de armónicas que excede el valor de distorsión armónica total, de hasta 35 %. Estas corrientes no deben originar fallas, pérdidas o calentamiento fuera de los valores indicados, ni reducción en la vida útil del transformador. 5.6 Tensión de Alimentación La tensión de cada una de las fases que alimentan al transformador debe ser igual en magnitud aplicándose las indicaciones de la norma NMX-J-351, estar de acuerdo con la tabla 1 y sus correspondientes valores de prueba. El valor de tensión nominal se establece en las Características Particulares. 5.7 Tensión Nominal Secundaria Debe ser igual a 480 V c.a., a menos que se indique otro valor en las Características Particulares. 5.8 Nivel de Ruido Los transformadores a que se refiere esta especificación no deben exceder un nivel de ruido de 68 dB, registrados a 1 m de distancia.


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TABLA 1 - Valores de tensión nominal y de prueba

Pruebas de impulso

Onda corta Onda completa Tensión nominal

del sistema (kV)

Nivel básico de

aislamiento al impulso

(kV)

Pruebas de baja

frecuencia (kV)

Valor cresta (kV)

Tiempo mínimo de flameo

(μs)

Valor cresta (kV)

0,48 10 4 10 1 10

4,16 30 12 30 1 30

7,20 30 10* 30 1 30

13,8 95 36 95 1 95

15 110 50 110 1 110

17 150 50 150 2,25 150

20 150 60 150 2,25 150

* Se aplica a devanados en estrella solidamente aterrizados. 5.9 Designación de Terminales y Secuencia de

Fases Deben estar de acuerdo con la norma NMX-J-284-ANCE, su secuencia y la rotación de las fases debe ser: A, B, C correspondiente a las terminales H1, H2 y H3. 5.10 Impedancia El valor de la impedancia a la tensión nominal se indica en las Características Particulares, la tolerancia debe estar de acuerdo a lo indicado en las normas NMX-J-351 e IEC 60076-11. La impedancia de los transformadores debe de estar referida al último paso de enfriamiento. La tolerancia en los transformadores que se acepta como máxima es de ± 7,5 del valor garantizado. La diferencia de impedancia entre dos o más transformadores correspondientes a un mismo lote, no debe ser inferior de ± 7,5 % del valor entre ellos. 5.11 Regulación La regulación se expresa en porciento de la tensión nominal del secundario y no debe exceder a la garantizada por el fabricante, considerando el valor de 7,5 % como tolerancia máxima.

5.12 Relación de Transformación De acuerdo con la norma NMX-J-351, estando sin carga el transformador y aplicando la tensión nominal a uno de los devanados, las tensiones de los restantes devanados deben ser las nominales, con una tolerancia de ± 0,6 %. Las tensiones de las derivaciones deben corresponder a la tensión de la vuelta más próxima en el caso de que la tensión por vuelta exceda de 0,5 % de la tensión especificada. 5.13 Corriente de Excitación La corriente de excitación a tensión y frecuencia nominales debe expresarse en porcentaje de la corriente nominal de alimentación y no debe ser mayor del 0,5 %. 5.14 Eficiencia La eficiencia expresada en porciento a capacidad nominal y factor de potencia unitario, debe ser como mínimo del 98,5 % a menos que se indique otro valor mayor en las Características Particulares. 5.15 Niveles de Aislamiento En la tabla 1 se muestran valores recomendados para las pruebas de impulso y de baja frecuencia correspondientes a la tensión nominal del sistema.


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5.16 Pérdidas El conjunto de todas las pérdidas surgidas en el transformador son las pérdidas en vacío, las pérdidas debidas a la carga, las pérdidas por enfriamiento, u otras mucho menores, éstas son definidas en la especificación CFE K0000-03. Los valores de pérdidas son expresados en watts y su magnitud es la que ofrece el fabricante como valor de garantía del transformador. Las pérdidas se expresan de acuerdo a la norma NMX-J-351 y en los siguientes términos:

a) Pérdidas en vacío.

b) Pérdidas debidas a la carga. c) Pérdidas totales.

5.17 Descargas Parciales El valor de descargas parciales debe ser medido de acuerdo a la norma IEC 60270 y el valor medido debe ser menor a lo indicado en la tabla 2. Para la detección de las descargas parciales se debe cumplir con lo establecido en la IEC 60270.

TABLA 2 - Nivel de descargas parciales

Tensión de pre-esfuerzo (tiempo mayor o igual a 30 s)

Tensión de medición (tiempo igual o mayor a 3 min)

Nivel de descarga parcial permitida (carga aparente)

1,5 Vn / 1,732 1,5 Vn

1,1 Vn / 1,732 fase a tierra 1,1 Vn fase a fase 5 pC a 20 pC

5.18 Clase de Enfriamiento Debe estar de acuerdo con las normas NMX-J-351 e IEC 60076-11.

La clase de enfriamiento es: AA, auto enfriado por aire. 5.19 Clase de Aislamiento La clase de aislamiento debe ser del tipo “H”, de acuerdo a lo indicado en la tabla 3.

TABLA 3 - Límites de temperatura, temperatura de referencia y elevación de temperatura para devanados de transformadores secos con carga nominal continua *

Sistema aislante

Clase (°C)

Elevación de temperatura promedio

de los devanados (°C)

Elevación de temperatura del

devanado (punto más caliente)

(°C)

Temperatura de referencia

(°C)

B 130 60 90 80

F 150 80 110 100

H 185 115 145 135

200 200 130 160 150

220 220 150 180 170

* Basado en una temperatura ambiente máxima de 40 °C.


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5.20 Características del Tablero El tablero autosoportado, debe ser de una o más secciones, para contener los accesorios y el equipo auxiliar que requiere el transformador de excitación encapsulado tipo seco. El transformador de excitación tipo seco y el transformador de servicios auxiliares, deben estar contenidos cada uno en un gabinete o tablero metálico, a menos que se indique lo contrario en las Características Particulares. Cada tablero debe comprender por lo menos dos secciones y una de ellas es exclusivamente para los transformadores. 5.20.1 Requerimientos del tablero El tablero debe ser fabricado, ensamblado y equipado con todos sus componentes en fábrica. El tablero debe estar totalmente integrado por secciones modulares independientes una de otra. Los tableros deben estar formados por secciones separables para su embarque. Cada sección debe ser autosoportables, debe tener sus ductos para cables propios, canales de acero y la tornillería necesaria para su anclaje. Todos los equipos deben estar colocados de tal forma que sean fáciles de desmontar sin interrumpir la operación de los equipos anexos. La conexión de cada sección con otras secciones o equipos por medio de tablillas terminales, para cuyo alambrado debe proveerse de ductos verticales. Las anclas deben ser de acero comercial, de 16,0 mm de diámetro, aunque el fabricante puede proponer otro tipo y otras medidas. Para evitar la transmisión de vibraciones al tablero deben utilizarse amortiguadores. Para las bases se debe emplear canal de 101 mm de acero comercial. Valor mínimo admisible. Debe utilizarse únicamente bisagras del tipo de perno de fácil remoción. El tablero debe contar con orejas para izamiento y sujeción por medio de dos tornillos. 5.20.2 Ductos y canales El tablero debe contener ductos metálicos verticales en cada extremo de las secciones para alojar los cables de alimentación a los aparatos contenidos en ellas. Todos los cables de control y potencia deben entrar por la parte inferior.

5.20.3 Conductores Los conductores y accesorios que se utilizan en el alambrado deben cumplir con lo indicado a continuación:

a) Los conductores empleados deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-438-ANCE.

b) Los conductores que se conecten a tablillas

terminales deben contar con una identificación, grabada en forma permanente e indeleble, de acuerdo a los diagramas de alambrado.

c) El calibre de los conductores usados debe ser

el adecuado para cada aplicación. Para circuitos de corriente y potencial en ningún caso menor que 2,082 mm² de sección (19 hilos).

d) No debe efectuarse empalmes en los cables. e) Para el caso de que existan los circuitos

eléctricos que se indican, los colores de los conductores utilizados deben ser como siguen:

- circuitos de control: rojo - circuitos de potencial: negro - circuitos de corriente: blanco - conexiones a tierra: verde

5.20.4 Terminales Las terminales de los conductores deben ser de tipo ojo o anillo para sujetarse a tablillas mediante tornillos. No se permiten más de dos terminales por punto de conexión. 5.20.5 Tablillas Las tablillas utilizadas en los tableros deben cumplir con la especificación CFE 54000-48 y con lo siguiente:

a) Estar identificadas de acuerdo a los diagramas de alambrado.

b) Para uso semipesado (600 V, 30 A). c) Se debe dejar un 20 % de terminales en

reserva para uso de CFE. d) Se deben utilizar tablillas terminales tipo

cortocircuitos en las conexiones de cables de corriente con los tableros de protección.


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5.20.6 Accesorios del tablero Los tableros deben estar provistos con una barra de cobre desnudo de 25 mm x 6 mm mínimo, para la conexión a tierra, corrida a lo largo de las secciones, en la que se debe disponer cuando menos de dos conectores para cable de cobre desnudo calibre 107,2 mm de sección transversal para conexión a la red de tierra. Deben también preverse la posibilidad de conexión a barras de tierra de sección de tablero adyacente futuras. Los circuitos secundarios de corriente y de potencial deben ser conectados a tierra exclusivamente en los tableros. Se deben suministrar en la base del tablero, parte frontal y posterior, dos canales de acero estructural en la base del tablero para su cimentación ahogadas en el concreto de piso. Estos canales deben contar con orificios para recibir los pernos de anclaje. Debe suministrarse en ángulo de acero estructural con perforaciones adecuadas, montando en la parte superior de las secciones del grupo de embarque para transporte y maniobras. 5.20.7 Identificación de partes Los tableros deben identificarse con letreros que indiquen su servicio en su parte frontal y posterior. Asimismo, los aparatos de protección, indicación y señalización deben identificarse con letreros, en sus partes frontal y posterior. La identificación utilizada debe ser consistente con la plasmada en los planos y toda su información. Las placas deben fijarse por medio de tornillos y no se aceptan remachadas. 5.21 Accesorios y Equipo Auxiliar Se consideran accesorios normales los indicados en la norma NMX-J-351. Los transformadores de corriente deben cumplir con la norma NMX-J-109. 5.21.1 Protecciones Se deben suministrar los elementos siguientes para la protección del transformador:

a) Sobrepresión para transformadores sellados (alarma

y disparo). b) Sobretemperatura (alarma y disparo).

5.21.2 Transformadores de potencial y corriente Estos transformadores deben estar de acuerdo a lo indicado en las normas de referencias NRF-026-CFE y NRF-027-CFE. Las tablillas terminales hasta donde serán alambrados, deben ser del tipo cortocircuitable.

5.21.3 Para transformadores de excitación menores de 1 000 kVA en centrales termoeléctricas

Tres transformadores de corriente (TC), uno por fase, para la protección 51 (sobrecorriente de c.a., de tiempo inverso o definido) en el lado de alta tensión. Tres TC’s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C50 para alimentar un relevador de sobrecorriente, conectados en el lado de alta tensión del transformador y alambrados hasta tablillas terminales. 5.21.4 Para transformadores de excitación

mayores de 1 000 kVA en centrales termoeléctricas

Seis TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud para protección C100 para alimentar un relevador de protección diferencial, conectados tres en el lado de alta tensión y tres en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. 5.21.5 Transformadores de corriente para

centrales hidroeléctricas En el lado de alta tensión, tres TC’s (uno por fase, alambradas sus terminales hasta tablillas del tipo cortocircuitables) de relación adecuada a la capacidad del transformador y al nivel de corto circuito, con secundario de 5 A, clase y exactitud C100, para alimentar un relevador de protección multifunción microprocesado. En el lado de baja tensión, tres TC’s (uno por fase,alambradas sus terminales hasta tablillas del tipo cortocircuitables) de relación adecuada a la capacidad del transformador y al nivel de corto circuito, secundario de 5 A, clase y exactitud C100, para alimentar un relevador de protección multifunción microprocesado. En el lado de baja tensión, tres TC’s (uno por fase, alambradas sus terminales hasta tablillas del tipo cortocircuitables) de relación adecuada a la capacidad del transformador y al nivel de corto circuito, con secundario de 5 A, clase y exactitud C100, para alimentar al regulador automático de tensión (RAT). 5.21.6 Para transformadores de excitación

menores de 1 000 kVA en centrales hidroeléctricas

Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C50 de protección, para alimentar un relevador de sobrecorriente, conectados en el lado de alta tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales.


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Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C50 de protección, para alimentar un relevador de sobrecorriente, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud 0.3B0.1-1.0 de medición, para proporcionar la señal al regulador de tensión, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. 5.21.7 Para transformadores de excitación mayores de

1 000 kVA en centrales hidroeléctricas Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C100 de protección, para alimentar un relevador digital para protección diferencial, conectados en el lado de alta tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C100 de protección, para alimentar un relevador digital para protección diferencial, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud 0.3B0.1-1.0 de medición, para proporcionar la señal al regulador de tensión, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. 5.21.8 Para transformadores de servicios auxiliares

menores de 1 000 kVA en centrales hidroeléctricas

Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C50 de protección, para alimentar un relevador de sobrecorriente, conectados en el lado de alta tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C50 de protección, para alimentar un relevador de sobrecorriente, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud 0.3B0.1-1.0 de medición, para proporcionar la señal al medidor multifunción de servicios auxiliares, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales.

5.21.9 Para transformadores de servicios auxiliares de mayores de 1 000 kVA en centrales hidroeléctricas

Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C100 de protección, para alimentar un relevador digital para protección diferencial, conectados en el lado de alta tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud C100 de protección, para alimentar un relevador digital para protección diferencial, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. Tres TC´s (uno por fase), de un secundario de 5 A cada uno, clase y exactitud 0.3B0.1-1.0 de medición, para proporcionar la señal al medidor multifunción de servicios auxiliares, conectados en el lado de baja tensión del transformador y alambrados hasta las tablillas terminales. 5.21.10 Eslabones Se deben suministrar la cantidad de eslabones removibles indicados en las Características Particulares, para la conexión de resto del equipo. Para su localización véase especificación CFE W4101-16. 5.21.11 Indicador del punto más caliente Un termómetro indicador tipo carátula que cumpla con lo establecido en la norma NMX-J-351, además que debe contar con dos contactos de 250 V, 0,25 A ajustables a diferentes temperaturas. 5.21.12 Accesorios de maniobras Deben suministrarse los accesorios de maniobra que a continuación se mencionan, mismos que deben diseñarse con un factor de seguridad.

a) Bastidor (facilidades para desplazamiento). b) Dispositivo de izaje.

Cada transformador debe contar con los dispositivos de izaje (ganchos y orejas) necesarios para un levantamiento completo y para maniobras, así como para el levantamiento de cubierta y el conjunto núcleo-bobinas. 5.21.13 Transformadores auxiliares de potencial Estos transformadores deben cumplir con todo lo establecido en cuanto a características y pruebas en la norma NMX-J-168 y con lo siguiente:

a) Monofásicos. b) Tipo seco.


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c) Clase de aislamiento 600 V. d) Clase de exactitud 1,2 W, X,Y. e) Capacidad térmica 150 VA a 30 °C y 100 VA a 55 °C

de temperatura ambiente. 5.22 Características de fabricación Todos los materiales deben seleccionarse considerando condiciones adversas de clima, ya que los transformadores se instalan en ambientes tropicales, o con altos niveles de contaminación; o flujos de ventilación reducida. 5.22.1 Requisitos para el tanque a presión para

transformadores sellados Bajo condiciones de operación nominales, la presión del tanque, de los transformadores sellados, no debe exceder de 101,3 kPa. El tanque debe tener la resistencia mecánica necesaria para soportar el manejo normal, tanto en el transporte como en el montaje, sin que sufra deformaciones. Debe ser capaz de soportar una presión 151,95 kPa durante 3 h, sin registrar deformaciones permanentes ni fugas. 5.22.2 Recubrimiento El recubrimiento del tanque para los transformadores sellados y del gabinete para los transformadores enfriados por aire y autoenfriados, debe cumplir con lo indicado en las especificaciones CFE D8500-01 y D8500-02. 5.22.3 Terminales Las terminales deben equiparse con cable aislado o con arreglo de barras para transformadores ventilados y autoenfriados y con boquillas para transformadores sellados. El NBAI de las terminales, cuando menos debe ser igual al de los devanados a que se conectan. Las terminales de alta y baja tensión debe contar con elementos para conectar los eslabones flexibles de unión con las barras de interconexión de los gabinetes adyacentes. 5.22.4 Conexión a tierra Deben proveerse los elementos necesarios para conectar a tierra el núcleo, la estructura, el gabinete (para transformadores abiertos) y el tanque (para transformadores sellados). 5.22.5 Resistencia mecánica Los transformadores deben resistir, sin deterioro de sus características de operación durante el tiempo de su vida esperada y las condiciones ambientales indicadas en las Características Particulares.

5.22.6 Recubrimientos anticorrosivos y acabados

Tanto las estructuras como los gabinetes deben limpiarse en toda su superficie con chorros de arena o granalla de grado comercial, o en su defecto tratar la superficie químicamente y bonderizarla con fosfato de zinc, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-01. Antes del acabado final del equipo, se debe aplicar en seco una capa de epóxico catalizado de 25 µm de espesor, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-02. El acabado final de las estructuras y gabinetes, debe consistir de epóxico de color número mismo que debe cumplir con lo indicado en la especificación CFE L0000-15. La aplicación del acabado final debe hacerse en seco y como mínimo dos capas de 38 µm de espesor cada una, conforme a la especificación CFE D8500-02. 5.22.7 Galvanizado La base, soportes metálicos su tornillería, así como las roldanas y pernos deben llevar galvanizado especial por inmersión en caliente según se indica en la norma NMX-H-004. Toda la tornillería, roldanas, pernos y tuercas debe ser recubierta con galvanizado especial por inmersión en caliente según se indica en la norma NMX-H-004. El espesor del galvanizado debe estar en función de las dimensiones de la tornillería según se establece en la propia norma. Este sistema de recubrimiento puede ser sustituido por alguno que sea mejor en cuanto a facilidad de aplicación tenga mayor tiempo de vida útil en ambientes marino o industrial y previamente esté aprobado por la Gerencia del LAPEM. Alternativamente, la tornillería puede ser de acero inoxidable. Las características electromecánicas mínimas del tipo de acero requerido, se describen en la tabla 4. Dichos valores se establecen en base a la clasificación específica para aceros inoxidables, utilizados como material resistente a la corrosión y a temperatura entre 0 °C y 100 °C.


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TABLA 4 - Acero inoxidable clasificación “AISI” resistente a la corrosión *

Parámetro Valor Unidades Densidad 7,995 mg/mm3

Módulo de elasticidad 193 GPa

Coeficiente de expansión térmica 17,2 - -

Conductividad térmica 16,2 W/(m•K)

Calor específico 500 J/Kg•K

Permeabilidad magnética 1,02 - -

Resistividad 72 n Ω • m

Temperatura 1 400 a 1 450 °C

* Alta resistencia cuando está expuesto en ambiente industrial y marino.

5.22.8 Preparación de acabado Tanto las estructuras como los gabinetes deben limpiarse en todas sus superficies con chorro de arena o granalla de grado comercial, o en su defecto tratar la superficie químicamente y bonderizada con fosfato de zinc, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-01. Antes del acabado final del equipo, se debe aplicar en seco una capa de epóxico catalizado de 25 mm de espesor, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-03. 5.22.9 Pintura La pintura utilizada debe tener una composición tal que evite la formación de hongos y sea adecuada para clima tropical. Se requiere que el fabricante establezca en su propuesta, el tiempo que garantiza el buen estado del acabado final del equipo suministrado. El color de la pintura final del tablero y todas las estructuras metálicas es el verde, identificado con el número 14 en la especificación CFE L0000-15, o el indicado en las Características Particulares para plantas termoeléctricas. El color de la pintura final del tablero y todas las estructuras metálicas es el gris, identificado con el número 4 en la especificación CFE L0000-15, o el indicado en las Características Particulares para plantas hidroeléctricas. 5.22.10 Partes de repuesto 5.22.10.1 Partes de repuesto requeridas por CFE Todas las partes de repuesto deben ser de la misma marca y modelo, iguales a las partes originales, ser intercambiables y tener la misma calidad en materiales y mano de obra que las partes originales correspondientes.

5.22.10.2 Partes de repuesto recomendadas por el proveedor

Si adicionalmente a las partes de repuesto listadas en el punto anterior, el proveedor considera recomendable que se adquieran otras, puede cotizarlas, indicando su propuesta la descripción de las mismas, con sus correspondientes precios unitarios. La adquisición de las partes de repuesto recomendadas, es opcional para CFE y no serán consideradas en la evaluación de las propuestas.

6 CONDICIONES DE OPERACIÓN Los transformadores que se ajustan a esta especificación deben ser capaces de operar a la capacidad nominal bajo las siguientes condiciones normales de servicio y las emergentes que se indiquen en las Características Particulares, sin exceder los límites indicados de temperatura y pérdidas. Los transformadores a que se refiere esta especificación pueden estar conectados en derivación al generador y deben operar normalmente con corrientes y tensiones de forma de onda senoidal. 6.1 Temperatura A menos que se indiquen otros valores en las Características Particulares, la temperatura del aire refrigerante (temperatura del ambiente) es como máximo de 40 °C, y la temperatura promedio del aire refrigerante, para cualquier periodo de 24 h es de 30 °C. La temperatura ambiente mínima hasta -25 °C.(Véase tabla 3). Cuando la temperatura del ambiente exceda los 40 °C se debe aplicar la corrección por temperatura indicada en la norma NMX-J-351.


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6.2 Altitud de Operación Los transformadores deben diseñarse y construirse para operar satisfactoriamente a una altitud de 1 000 m s.n.m. En caso de que en las Características Particulares se señale una altitud mayor de 1 000 m s.n.m., deben hacerse las correcciones de acuerdo con la norma NMX-J-351, de tal manera que el transformador mantenga a la altitud indicada, su capacidad nominal y niveles de aislamiento. 6.3 Tipo de Servicio A menos de que se indique de otra manera en las Características Particulares, los transformadores tipo AA deben ser para operación interior. 6.4 Condiciones Emergentes de Operación 6.4.1 Operación por arriba de la tensión nominal Los transformadores deben ser capaces de:

a) Entregar la potencia nominal de salida con un 5 % arriba de la tensión nominal secundaria, sin exceder el límite de elevación de temperatura, cuando el factor de potencia de la carga es 80 % o mayor.

b) Operar sin carga al 10 % por arriba de la tensión

nominal secundaria, sin exceder el límite de elevación de temperatura.

6.5 Límites de Elevación de Temperatura para

Transformadores con Carga Nominal Continua

La temperatura del sistema de aislamiento se indica en las Características Particulares. La elevación por arriba de la temperatura ambiente, de la temperatura promedio de los devanados, cuando se mida por el método de resistencia y se pruebe de acuerdo con lo establecido en la NMX-J-351, no debe exceder el valor indicado en la tabla 3 de esta especificación. En la misma tabla se muestra la temperatura para el punto más caliente. Las propiedades eléctricas y mecánicas de los devanados aislados no deben deteriorarse por la aplicación de la temperatura permitida para el punto más caliente para el sistema de aislamiento utilizado. La palabra “deteriorarse” se emplea en el sentido de causar cualquier cambio que pueda descalificar los materiales aislantes para desempeñar su función de manera continua durante la vida esperada del transformador. La evaluación de las características de aislamiento es de acuerdo con lo establecido en la norma NMX-J-351. 6.6 Características del Sistema Para efectos de corto circuito se debe considerar que los transformadores operan directamente conectados al generador.

En las Características Particulares se indican los siguientes valores.

a) Reactancia subtransitoria en por unidad y sus relaciones con el circuito del transformador.

b) Capacidad de falla en MVA. c) Relación X0/X1.

6.7 Otras Condiciones de Servicio El transformador con todo su equipo debe funcionar satisfactoriamente bajo las condiciones siguientes:

a) Exposición a humedad y ambientes contaminantes.

b) Problemas de mantenimiento. c) Condiciones emergentes del ciclo de carga. d) Sobreexcitación superior al 115 % de la tensión

nominal.

7 CONDICIONES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL

Durante la fase de ingeniería de detalle del sistema y/o equipo establecido en esta especificación, el proveedor debe identificar los aspectos significativos e impactos ambientales asociados al sistema y/o equipo de que se trate. Estos aspectos e impactos que se presentarán durante el montaje, operación y mantenimiento, deben ser atendidos mediante el cumplimiento de la normativa regulatoria aplicable (véase las bases de licitación).

8 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

Durante la fase de ingeniería de detalle del sistema y/o equipo establecido en esta especificación, el proveedor debe identificar las características críticas o de riesgo en los aspectos de seguridad, que se presentan durante su montaje, operación y mantenimiento; debiendo cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas (NOM-STPS) (véase as bases de licitación).

9 MARCADO La placa de datos debe cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-351. La fijación de la placa al porta placas, debe hacerse mediante remaches o puntos de soldadura. No se aceptan placas atornilladas y debe contener como mínimo la siguiente información:

a) Leyenda: Transformador tipo seco o transformador encapsulado.


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b) Clase. c) Nombre del fabricante. d) Fecha de fabricación. e) Número de serie. f) Tipo de enfriamiento. g) Número de fases. h) Capacidades nominales en kVA. i) Corriente nominal en todas las capacidades y

derivaciones. j) Tensiones nominales en V. k) Nivel de aislamiento al impulso. l) Elevación de temperatura. m) Diagrama fasorial. n) Porciento de impedancia. o) Diagrama de conexiones. p) Altitud de operación sobre el nivel medio del mar. q) Frecuencia nominal de operación. r) Material de los devanados A.T. y B.T. s) Masa aproximada. t) Tanque y accesorios. u) Núcleo y bobinas. v) Masa total. w) Resistencia de aislamiento.

10 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, ALAMACENAJE, MANEJO

Cada transformador debe empacarse y embarcarse de acuerdo con lo indicado en la norma NRF-001-CFE. El empaque debe soportar las condiciones y particularidades de la transportación hasta el sitio de entrega. Cada equipo debe empacarse en cajas de madera, cuyo espesor y dimensiones soporten el manejo de la estiba con montacargas y grúa. En la pared exterior de la caja se debe indicar el centro de gravedad y las instrucciones para el manejo, tales como, cuántas cajas estibar y la forma de la estiba.

En cada caja se debe pintar, con las letras visibles y en idioma español, lo siguiente:

a) Siglas CFE. b) Transformador tipo seco. c) Número de serie. d) Capacidad en KVA. e) Tensiones nominales en V. f) Corrientes nominales en A. g) Número de contrato de CFE. h) Indicación de los puntos de izaje. i) Masa en kg. j) Instrucciones de izaje y estiba. k) Lugar de destino.

11 CONTROL DE CALIDAD El fabricante debe contar con un sistema de aseguramiento de calidad aprobado por CFE y de acuerdo a la especificación CFE L0000-42. Todas la pruebas que se enumeran a continuación deben realizarse de acuerdo con la norma NMX-J-351 y especificaciones correspondientes indicadas en cada caso para el equipo o accesorio bajo prueba. El proveedor debe entregar a la aprobación de CFE los documentos en donde se certifique que, el diseño y fabricación de los transformadores ha satisfecho los requisitos para las pruebas prototipo, especiales y de rutina, realizadas en una misma muestra y en un mismo tren de pruebas. La inspección y las pruebas son para cada transformador; no se aceptan por lote. CFE puede requerir otorgar la autorización para realizar las inspecciones y aprobaciones adicionales, cuando el fabricante no indique los materiales empleados en su cotización. 11.1 Pruebas Prototipo Para los transformadores tipo seco, son pruebas de prototipo a las siguientes:

a) Características físicas de los componentes. b) Vacío (para transformadores sellados). c) Impulso de rayo.


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d) Elevación de temperatura. e) Detección de armónicas y su comportamiento f) Detección de los factores de amplitud y de rizo. g) Medición del nivel de ruido. h) Corto circuito.

11.2 Pruebas de Rutina Antes y después de las pruebas de prototipo se deben realizar las pruebas de rutina. El proveedor debe efectuar estas pruebas al 100 % de los transformadores, siendo las siguientes:

a) Verificación de la placa de datos. b) Características físicas del conjunto. c) Resistencia óhmica de los devanados. d) Resistencia de los aislamientos del conjunto. e) Relación de transformación. f) Secuencia de fases. g) Medición de la tensión de impedancia. h) Medición de la impedancia de corto circuito. i) Pérdidas de excitación. j) Corriente de excitación. k) Pérdidas de carga (en los devanados). l) Potencial aplicado. m) Potencial inducido. n) Hermeticidad (para transformadores sellados). o) Operación y calibración de accesorios. p) Factor de potencia de los aislamientos del conjunto. q) Regulación. r) Medición de descarga parciales. s) Verificación de los valores de garantía.

11.3 Pruebas de Aceptación Para la inspección del contrato, el proveedor debe presentar los siguientes documentos:

a) Contrato de CFE.

b) Documentos del usuario que aprueben modificaciones a lo indicado en el contrato (cuando procedan).

c) Planos aprobados por el área usuaria de CFE.

d) Oficio de aprobación de su prototipo por el

LAPEM. e) Protocolo de pruebas de rutina (de cada uno de

los transformadores). 11.4 Inspección Visual La inspección visual consiste en verificar primeramente todas las dimensiones del equipo en su conjunto, contra los valores establecidos en los planos aprobados por CFE. Dichas dimensiones con sus unidades deben ser expresadas con base a la norma NOM-008-SCFI. 11.5 Criterio de Aceptación Cualquier resultado no satisfactorio en cualquiera de las pruebas de rutina, o incumplimiento de cualquiera de los valores garantizados es motivo de rechazo del suministro. La aceptación es por transformador y no se aceptan transformadores con penalización. 11.6 Requisitos de Corto Circuito Los transformadores deben diseñarse y construirse para resistir los esfuerzos mecánicos y térmicos producidos por cortos circuitos externos de acuerdo con las condiciones especificadas en la norma NMX-J-351, sin exceder los límites de temperaturas indicados en la misma norma. Los cortos circuitos externos comprenden los siguientes: trifásico, monofásico, bifásico a tierra y bifásico entre líneas, en un conjunto de terminales solamente, alimentados con la máxima potencia de falla. 11.6.1 Duración de la Corriente de Corto

Circuito La duración del corto circuito debe limitarse a dos segundos y se debe cumplir con lo establecido en la norma NMX-J-351. 11.6.2 Magnitud de la corriente de corto

circuito La magnitud de la corriente de corto circuito normalmente debe ser limitada por la impedancia del transformador, pero la máxima corriente de corto circuito simétrica no debe ser mayor a 25 veces la corriente nominal y calcularse de acuerdo con lo indicado en la norma NMX-J-351.


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11.7 Pruebas de Aislamiento Las siguientes pruebas al aislamiento se deben realizar de acuerdo a lo descrito en la norma NMX-J-351 y a la especificación CFE L0000-06. 11.7.1 Pruebas de baja frecuencia Se deben aplicar los valores indicados en las tablas 1 y 2 de esta especificación. 11.7.2 Pruebas del aislamiento al impulso Se deben aplicar: una onda completa a valor reducido, dos ondas cortadas y una onda completa a valor pleno. Los valores de prueba son los indicados en la tabla 1. 11.8 Pruebas de Descargas Parciales La prueba de descargas parciales debe realizarse de acuerdo con lo indicado en la norma IEC 60270, y cumplir con lo establecido en la tabla 2. 11.9 Verificación de Valores de Garantía Los valores de garantía bajo condiciones de operación normal y emergente, se deben verificar de acuerdo a los valores de las tablas 1, 2 y 3, así como con las indicadas en las Características Particulares. 11.10 Detección de Armónicas y su

Comportamiento El comportamiento del transformador de excitación tipo seco bajo las condiciones del contenido de armónicas indicado en esta especificación, debe realizarse y detectar los factores de amplitud, de rizo, las variaciones de tensión, de corriente y de forma de onda. 11.11 Condiciones de Aceptación y

Responsabilidad

a) El proveedor de acuerdo al programa de fabricación aprobado por CFE, debe confirmar con 3 semanas de anticipación como mínimo la fecha definitiva en que se efectúen las pruebas de rutina del equipo a fin de que éstas sean presenciadas por la persona o personas que CFE designe para ello como inspector autorizado.

b) No debe embarcarse ningún equipo hasta obtener por escrito la aceptación del inspector autorizado.

c) La aceptación de los certificados de prueba no

releva al fabricante de la responsabilidad del buen funcionamiento de equipo y por tanto del cumplimiento de la garantía de calidad que establece esta especificación.

c) El proveedor debe cumplir con el protocolo de

pruebas de verificación funcional a relevadores de protección, equipo auxiliar y accesorios.

12 INFORMACIÓN TÉCNICA La información técnica requerida se indica en la norma de refererencia NRF-002-CFE y en las bases de licitación.

13 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Las Características Particulares de los transformadores tipo seco para excitación de generadores eléctricos, así como los transformadores tipo seco para los servicios auxiliares de la central, son las contenidas en la forma CPE-380 anexa a esta especificación.

14 CUESTIONARIO TÉCNICO El licitante debe proporcionar y garantizar a CFE los datos que se piden en el apéndice A, llenando los espacios previstos para la respuesta; acompañando copia del mismo en cada ejemplar de la propuesta.

15 BIBLIOGRAFÍA No aplica.


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APÉNDICE A

CUESTIONARIO TÉCNICO A.1 Transformador de Excitación

Reposición No. _________________; Lote No. _________________; Cantidad _________________

No. Concepto Respuesta

1 Gabinete (si, no)

2 Temperatura del sistema de aislamiento (°C)

3 Elevación de temperatura promedio de los devanados (°C)

4 Elevación de temperatura del punto más caliente (°C)

5 Elevación de temperatura en el núcleo (°C)

6 Altitud de operación

7 Capacidad (kVA)

8 Número de fases

9 Tensión nominal primaria (kV)

10 Tensión nominal secundaria (V)

11 Relación de transformación

12 Corriente nominal primaria (A)

13 Corriente nominal secundaria (A)

14 Frecuencia nominal (Hz)

15 Corriente simétrica de corto circuito (kA)

16 Conexión primaria (estrella, delta)

17 Conexión secundaria (delta, estrella)

18 Valor de operación del factor de armónicas (pu)

19 Tipo de construcción (seco encapsulado, sellado)

20 Tipo de enfriamiento

21 Tipo de servicio (interior y/o exterior)

22 Tipo de operación (reductor de tensión, elevador de tensión)

23 Impedancia garantizada a la tensión nominal incluyendo la tolerancia indicada, (%)

24 Regulación, (%)

25 Eficiencia (%)

26 Clase de aislamiento, (kV)

27 Nivel básico de aislamiento al impulso onda completa (kV)

28 Nivel básico de aislamiento al impulso onda cortada (kV)


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29 Tiempo mínimo de flameo (μs)

30 Sobretensión inducida (kV)

31 Sobretensión aplicada (kV)

32 Tensión de prueba de baja frecuencia para el neutro (kV)

33 Nivel máximo de descargas parciales (pC)

34 Presión de operación del tanque para transformadores sellados (kPa)

35 Tipo de gas refrigerante y aislante en transformadores sellados

36 Desplazamiento angular (grados)

37 Vida útil del transformador (años)

38 Corriente de excitación máxima garantizada a:

38.1 100 % de la tensión nominal (%)

38.2 110 % de la tensión nominal (%)

39 Pérdidas de excitación máximas garantizadas (W)

40 Pérdidas totales máximas garantizadas (W)

41 Tipo de núcleo (acorazado, columna)

42 Protección por sobretemperatura (si o no)

43 Protección por sobretensión para transformadores sellados (si o no)

44 Material de los devanados de alta tensión

45 Material de los devanados de baja tensión

46 Conexión a tierra (si o no)

47 Cumple con recubrimiento anticorrosivo y color según especificaciones CFE (si o no)

48 Aditamentos para levantar (si o no)

49 Tipo de aditamentos para levantar (ganchos, orejas u otro) describir

50 Placa de datos (si o no)

51 Masa del transformador (kg)

52 Marca de los transformadores

53 Número de catálogo del fabricante

54.1 Transformadores menores de 1 000 kVA, para centrales termoeléctricas. Cantidad de transformadores de corriente para la protección 51, en el lado de alta tensión

54.2 Transformadores menores de 1 000 kVA, para centrales termoeléctricas. Cantidad de transformadores de corriente para alimentar relevador de sobrecorriente, en alta tensión

54.3 Corriente eléctrica en el secundario (A)

54.4 Clase y exactitud

55.1 Transformadores mayores de 1 000 kVA, para centrales termoeléctricas. Cantidad de transformadores de corriente en alta tensión para protección diferencial



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56.1 Transformadores mayores de 1 000 kVA, para centrales termoeléctricas. Cantidad de transformadores de corriente en baja tensión para protección diferencial



57 Cantidad de transformadores de corriente en alta tensión para transformadores menores de 1 000 kVA de centrales hidroeléctricas.

57.1 Corriente eléctrica en el primario/secundario (A)


58 Cantidad de transformadores de corriente en baja tensión para transformadores menores de 1 000 kVA de centrales hidroeléctricas.



59.1 Cantidad de transformadores de corriente en alta tensión para transformadores mayores de 1 000 kVA de centrales hidroeléctricas.



60 Cantidad de transformadores de corriente en baja tensión para transformadores mayores de 1 000 kVA de centrales hidroeléctricas.



61 Cantidad de eslabones removibles A.2 Transformador de Servicios Auxiliares

Reposición No. _________________; Lote No. _________________; Cantidad _________________

No. Concepto Respuesta 1 Cantidad 2 Gabinete (sí, no) 3 Temperatura del sistema de aislamiento (°C) 4 Elevación de la temperatura promedio de los devanados (°C) 5 Elevación de temperatura del punto más caliente (°C) 6 Elevación de temperatura en el núcleo (°C) 7 Diseñado para operar hasta una elevación de (m s.n.m.) 8 Capacidad en (kVA) 9 Número de fases 10 Tensión nominal primaria (kV)


ESPECIFICACIÓN

CFE K0000-17

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11 Tensión nominal secundaria (V) 12 Relación de transformación 13 Corriente nominal primaria (A) 14 Corriente nominal secundaria (A) 15 Frecuencia nominal (Hz) 16 Corriente simétrica de corto circuito (kA) 17 Conexión primaria (estrella, delta) 18 Conexión secundaria (estrella, delta) 19 Valor de operación del factor de armónicas (pu) 20 Tipo de construcción (seco encapsulado, sellado) 21 Tipo de enfriamiento 22 Tipo de servicio (interior, exterior) 23 Tipo de operación (reductor de tensión, elevador de tensión) 24 Impedancia garantizada a VN incluyendo la tolerancia (%) 25 Regulación (%) 26 Eficiencia (%) 27 Clase de aislamiento (kV) 28 Nivel básico de aislamiento al impulso de onda completa (kV) 29 Nivel básico de aislamiento al impulso onda cortada (kV) 30 Tiempo mínimo de flameo (μs) 31 Sobretensión inducida (kV) 32 Sobretensión aplicada 33 Tensión de baja frecuencia para el neutro (kV) 34 Nivel máximo de descargas parciales (pC) 35 Desplazamiento angular (grados) 36 Vida útil del transformador (años) 37 Corriente de excitación máxima garantizada a: 37.1 100 % de la tensión nominal (%) 37.2 110 % de la tensión nominal (%) 38 Pérdidas de excitación máximas garantizadas (W) 39 Pérdidas totales máximas garantizadas (W) 40 Tipo de núcleo (acorazado, columna) 41 Material de los devanados de alta tensión 42 Material de los devanados de baja tensión 43 Conexión a tierra (sí, no) 44 Cumple con recubrimiento anticorrosivo y color según especificaciones CFE (sí,

no)


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45 Cumple con el suministro, para el aterrizamiento del neutro en baja tensión (sí, no)

46 Cuenta con aditamentos para su izaje (sí, no) 47 Tipo de aditamentos para izaje (ganchos, orejas) 48 Placa de datos (sí, no) 49 Masa del transformador (kg) 50 Marca de los transformadores 51 Cantidad de transformadores de corriente en el lado de alta tensión: 51.1 Corrientes eléctricas en primario/secundario (A) 51.2 Clase y exactitud 52.1 Cantidad de transformadores de corriente en el lado de baja tensión 52.2 Corrientes eléctricas en primario/secundario (A) 52.3 Clase y exactitud 53 Protección por sobretemperatura (sí, no) 54 Cantidad de eslabones removibles

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA: TRANSFORMADORES TIPO SECO PARA EXCITACIÓN DE GENERADORES ELÉCTRICOS

Correspondiente a la especificación CFE K0000-17 1 de 3

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CPE

-380

DATOS GENERALES

Dependencia que adquiere los equipos: ___________________________ . Requisición No. Lote No. . (Cantidades, generales, aplicación del equipo, entre otros)

(Nombre de la central generadora)

DESCRIPCIÓN DEL SITIO

Altitud de la instalación _______ m s.n.m. Velocidad del viento * km/h Temperatura ambiente máxima ºC Condiciones especiales de servicio en el ambiente Temperatura ambiente mínima ºC _____________ (corrosión, salinidad, contaminación) Temperatura promedio en 24 h _ _ºC Humedad % Aceleración horizontal máxima g * Para el diseño por viento se debe considerar lo indicado en el Manual de Obras Civiles de CFE.

REQUERIMIENTOS DE UTILIZACIÓN DEL TRANSFORMADOR PARA EXCITACIÓN

Cantidad de transformadores para operar en servicio en instalación __ _. Descripción General: . (Cifra y letra)



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CPE

-380

CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DEL TRANSFORMADOR PARA EXCITACIÓN

1 Clase de enfriamiento 2 Tipo de servicio (interior, exterior) 3 Temperatura del sistema de aislamiento ºC 4 Características del sistema: El transformador es acoplado directamente al generador por lo cual el proveedor

ebe considerar lo siguiente 4.1 Reactancia subtransitoria en pu Dato proporcionado por fabricante de generador. 4.2 Capacidad de falla Dato proporcionado por fabricante de generador. 4.3 Relación Xo/X1 Dato proporcionado por fabricante de generador. 5 Clase de aislamiento 6 Capacidad Nominal P=1,15(1,3xVtxIcd), en VA, con base al punto 5.1.

7 Conexión primaria

8 Conexión secundaria 9 Tensión de alimentación

10 Tensión nominal secundaria Dato a definir por el fabricante del sistema de excitación. 11 Impedancia garantizada a la tensión nominal

12 Eficiencia 13 El transformador estará contenido En un tablero metálico, cumpliendo lo indicado en el punto 5.20, para formar parte del sistema de excitación.

14 Cantidad de eslabones de conexión

15 Transformadores de corriente en lado de alta tensión 3 TC’s/ *: 16 Transformadores de corriente en lado de baja tensión 3TC’s/ * : 3TC’s/ * :

*.- La relación de los transformadores debe ser seleccionada de acuerdo a la capacidad del transformador y las corrientes máximas de fallas.

17 Pintura del tablero _______________________________________________________________________



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CPE

-380

REQUERIMIENTOS DE UTILIZACIÓN PARA EL TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES Cantidad de transformadores para operar en servicio . Descripción General: . (Cifra y letra)

CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA EL TRANSFORMADOR PARA SERVICIOS AUXILIARES 1 Clase de enfriamiento 2 Tipo de servicio (interior, exterior) 3 Temperatura del sistema de aislamiento ºC

4 Características del sistema: El transformador es acoplado directamente al generador, por lo cual el proveedor debe considerar lo siguiente:

4.1 Reactancia subtransitoria en pu Dato proporcionado por fabricante de generador. 4.2 Capacidad de falla Dato proporcionado por fabricante de generador. 4.3 Relación Xo/X1 Dato proporcionado por fabricante de generador.

5 Clase de aislamiento

6 Capacidad nominal

7 Conexión primaria

8 Conexión secundaria Estrella aterrizada, como se indica en el punto 5.4.2.

9 Tensión de alimentación

10 Tensión nominal secundaria

11 Impedancia garantizada a la tensión nominal

12 Eficiencia

13 El transformador estará contenido En un tablero metálico, cumpliendo lo indicado en el

punto 5.20. 14 Cantidad de eslabones de conexión .

15 Transformadores de corriente en lado de alta tensión

16 Transformadores de corriente en lado de baja tensión

17 Nivel de ruido registrado a 1 m de distancia

18 Pintura del tablero

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