IEEE Std C57.13 Traduccion 2016.pdf
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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.
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™
Requisitos estándar IEEE para
Transformadores de instrumentos
IEEE Power and Energy Society
Patrocinado por el
Comité de Transformadores
IEEE
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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
(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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Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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.
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 de 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
Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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.
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 de 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
•
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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
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.
versión impresa: ISBN 978-1-5044-2030-3 STDPD20943
IEEE prohíbe la discriminación, el acoso y la intimidación.
Para obtener más información, consultehttp://www.ieee.org/web/aboutus/whatis/policies/p9-26.html.
Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en cualquier forma, en un sistema de recuperación electrónica o de otra manera, sin el permiso
previo por escrito del editor.
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Avisos importantes y descargos de responsabilidad sobre los documentos de
estándares IEEE
Los documentos IEEE están disponibles para su uso sujeto a avisos importantes y descargos de
responsabilidad legales. Estos avisos y exenciones de responsabilidad, o una referencia a esta página,
aparecen en todas las normas y se pueden encontrar bajo el título "Aviso importante" o "Avisos y exenciones
de responsabilidad importantes sobre los documentos de normas IEEE".
Aviso y exención de responsabilidad con respecto al uso de documentos de
estándares IEEE
Los documentos de estándares IEEE (estándares, prácticas recomendadas y guías), tanto de uso completo
como de uso de prueba, se desarrollan dentro de las Sociedades IEEE y los Comités de Coordinación de
Estándares de la Junta de Estándares de la Asociación de Estándares IEEE ("IEEE-SA"). IEEE ("el Instituto")
desarrolla sus estándares a través de un proceso de desarrollo de consenso, aprobado por el American
National Standards Institute ("ANSI"), que reúne a voluntarios que representan diversos puntos de vista e
intereses para lograr el producto final. Los voluntarios no son necesariamente miembros del Instituto y
participan sin compensación del IEEE. Si bien IEEE administra el proceso y establece reglas para promover
la equidad en el proceso de desarrollo de consenso, IEEE no evalúa, prueba o verifica de forma independiente
la exactitud de ninguna de la información ni la solidez de los juicios contenidos en sus estándares.
IEEE no garantiza ni representa la exactitud o el contenido del material contenido en sus estándares, y
renuncia expresamente a todas las garantías (expresas, implícitas y legales) no incluidas en este o cualquier
otro documento relacionado con el estándar, incluidas, entre otras, las garantías de: comerciabilidad;
idoneidad para un propósito particular; no infracción; y calidad, exactitud, efectividad, vigencia o integridad
del material. Además, IEEE renuncia a todas y cada una de las condiciones relacionadas con: resultados; y
esfuerzo profesional. Los documentos de estándares IEEE se suministran "TAL CUAL" y "CON TODOS
LOS DEFECTOS".
El uso de un estándar IEEE es totalmente voluntario. La existencia de un estándar IEEE no implica que no
haya otras formas de producir, probar, medir, comprar, comercializar o proporcionar otros bienes y servicios
relacionados con el alcance del estándar IEEE. Además, el punto de vista expresado en el momento en que
se aprueba y emite una norma está sujeto a cambios provocados por la evolución del estado de la técnica y
los comentarios recibidos de los usuarios de la norma.
Al publicar y poner a disposición sus estándares, IEEE no sugiere ni presta servicios profesionales o de otro
tipo para, o en nombre de, ninguna persona o entidad, ni IEEE se compromete a cumplir con ningún deber
debido por cualquier otra persona o entidad a otra. Cualquier persona que utilice cualquier documento de
estándares IEEE, debe confiar en su propio juicio independiente en el ejercicio de un cuidado razonable en
cualquier circunstancia dada o, según corresponda, buscar el consejo de un profesional competente para
determinar la idoneidad de un estándar IEEE dado.
EN NINGÚN CASO IEEE SERÁ RESPONSABLE DE NINGÚN DAÑO DIRECTO, INDIRECTO,
INCIDENTAL, ESPECIAL, EJEMPLAR O CONSECUENTE (INCLUYENDO, PERO NO LIMITADO
A: ADQUISICIÓN DE BIENES O SERVICIOS SUSTITUTOS; PÉRDIDA DE USO, DATOS O
BENEFICIOS; O INTERRUPCIÓN DEL NEGOCIO) INDEPENDIENTEMENTE DE LA CAUSA Y EN
CUALQUIER TEORÍA DE RESPONSABILIDAD, YA SE A EN CONTRATO, RESPONSABILIDAD
ESTRICTA O AGRAVIO (INCLUIDA LA NEGLIGENCIA O DE OTRO TIPO) QUE SURJA DE
CUALQUIER MANERA DE LA PUBLICACIÓN, USO O CONFIANZA EN CUALQUIER ESTÁNDAR,
INCLUSO SI SE ADVIERTE DE LA POSIBILIDAD DE DICHO DAÑO E INDEPENDIENTEMENTE
DE SI DICHO DAÑO ERA PREVISIBLE.
Traducciones
Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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Avisos importantes y descargos de responsabilidad sobre los documentos de
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responsabilidad legales. Estos avisos y exenciones de responsabilidad, o una referencia a esta página,
aparecen en todas las normas y se pueden encontrar bajo el título "Aviso importante" o "Avisos y exenciones
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estándares IEEE
Los documentos de estándares IEEE (estándares, prácticas recomendadas y guías), tanto de uso completo
como de uso de prueba, se desarrollan dentro de las Sociedades IEEE y los Comités de Coordinación de
Estándares de la Junta de Estándares de la Asociación de Estándares IEEE ("IEEE-SA"). IEEE ("el Instituto")
desarrolla sus estándares a través de un proceso de desarrollo de consenso, aprobado por el American
National Standards Institute ("ANSI"), que reúne a voluntarios que representan diversos puntos de vista e
intereses para lograr el producto final. Los voluntarios no son necesariamente miembros del Instituto y
participan sin compensación del IEEE. Si bien IEEE administra el proceso y establece reglas para promover
la equidad en el proceso de desarrollo de consenso, IEEE no evalúa, prueba o verifica de forma independiente
la exactitud de ninguna de la información ni la solidez de los juicios contenidos en sus estándares.
IEEE no garantiza ni representa la exactitud o el contenido del material contenido en sus estándares, y
renuncia expresamente a todas las garantías (expresas, implícitas y legales) no incluidas en este o cualquier
otro documento relacionado con el estándar, incluidas, entre otras, las garantías de: comerciabilidad;
idoneidad para un propósito particular; no infracción; y calidad, exactitud, efectividad, vigencia o integridad
del material. Además, IEEE renuncia a todas y cada una de las condiciones relacionadas con: resultados; y
esfuerzo profesional. Los documentos de estándares IEEE se suministran "TAL CUAL" y "CON TODOS
LOS DEFECTOS".
El uso de un estándar IEEE es totalmente voluntario. La existencia de un estándar IEEE no implica que no
haya otras formas de producir, probar, medir, comprar, comercializar o proporcionar otros bienes y servicios
relacionados con el alcance del estándar IEEE. Además, el punto de vista expresado en el momento en que
se aprueba y emite una norma está sujeto a cambios provocados por la evolución del estado de la técnica y
los comentarios recibidos de los usuarios de la norma.
Al publicar y poner a disposición sus estándares, IEEE no sugiere ni presta servicios profesionales o de otro
tipo para, o en nombre de, ninguna persona o entidad, ni IEEE se compromete a cumplir con ningún deber
debido por cualquier otra persona o entidad a otra. Cualquier persona que utilice cualquier documento de
estándares IEEE, debe confiar en su propio juicio independiente en el ejercicio de un cuidado razonable en
cualquier circunstancia dada o, según corresponda, buscar el consejo de un profesional competente para
determinar la idoneidad de un estándar IEEE dado.
EN NINGÚN CASO IEEE SERÁ RESPONSABLE DE NINGÚN DAÑO DIRECTO, INDIRECTO,
INCIDENTAL, ESPECIAL, EJEMPLAR O CONSECUENTE (INCLUYENDO, PERO NO LIMITADO
A: ADQUISICIÓN DE BIENES O SERVICIOS SUSTITUTOS; PÉRDIDA DE USO, DATOS O
BENEFICIOS; O INTERRUPCIÓN DEL NEGOCIO) INDEPENDIENTEMENTE DE LA CAUSA Y EN
CUALQUIER TEORÍA DE RESPONSABILIDAD, YA SE A EN CONTRATO, RESPONSABILIDAD
ESTRICTA O AGRAVIO (INCLUIDA LA NEGLIGENCIA O DE OTRO TIPO) QUE SURJA DE
CUALQUIER MANERA DE LA PUBLICACIÓN, USO O CONFIANZA EN CUALQUIER ESTÁNDAR,
INCLUSO SI SE ADVIERTE DE LA POSIBILIDAD DE DICHO DAÑO E INDEPENDIENTEMENTE
DE SI DICHO DAÑO ERA PREVISIBLE.
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Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
Límite de uso autorizado con licenciaed a: Virginia Transformer Corp. Descargó en Septiembre 09,2016 a las 12:25:36 UTC De IEEE Xplore. Restricciones aplicar.
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 estándar
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.
Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
Límite de uso autorizado con licenciaed a: Virginia Transformer Corp. Descargó en Septiembre 09,2016 a las 12:25:36 UTC De IEEE Xplore. Restricciones aplicar.
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 estándar
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
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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
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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, comuníquese 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 están 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 proporcionados 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.
Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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.
Fotocopias
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para uso individual y no comercial. Para organizar el pago de las tarifas de licencia, comuníquese con
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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
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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 están 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 proporcionados 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
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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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Límite de uso autorizado con licenciaed a: Virginia Transformer Corp. Descargó en Septiembre 09,2016 a las 12:25:36 UTC De IEEE Xplore. Restricciones aplicar.
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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Edrin Murzaku Jerry Smith
Steven Snyder
David Stankes
David Tepen
Roger Verdolin
Juan Vergis
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
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
*Miembro Emérito
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Edrin Murzaku Jerry Smith
Steven Snyder
David Stankes
David Tepen
Roger Verdolin
Juan Vergis
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
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
*Miembro Emérito
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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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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.
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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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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 d e 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
Requisitos estándar IEEE para
transformadores de medida
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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 d e 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
Requisitos estándar IEEE para
transformadores de medida
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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, consulte IEEE Std
C57.13.5™.
2
2
La información sobre las referencias se puede encontrar en ClAUSE 2.
Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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.
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, consulte IEEE Std
C57.13.5™.
2
2
La información sobre las referencias se puede encontrar en ClAUSE 2.
IEEE Std C57.13-2016
Estándar IEEE para requisitos para transformadores de medida
13
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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.
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 de 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.
Estándar IEEE para requisitos para transformadores de medida
13
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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 de 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.
IEEE Std C57.13-2016
Estándar IEEE para requisitos para transformadores de medida
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Derechos de autor © 2016 IEEE. Todos los derechos reservados.
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.
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 que is obtenido
de esta manera suele ser superior a la media diaria real en no más de 1/2 °C.
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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 que 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 altas 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 para
implementar esta norma.
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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 altas 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 para
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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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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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
dieléctricos
a, f
Sistema
nominal
voltaje
(kV, rms)
Sistema
máximo
voltaje
(kV, rms)
Tensión de impulso
del rayo (BIL)
b
(kV, pico)
Voltaje de
impulso de
conmutación
(kV, pico)
Tensión soportada de
frecuencia de
potencia (kV, rms)
Lleno
Ola
Picado
f
Wave
Seco Húmedo
c
0.6 0.66 10
y 12
y — 4
y —
1.2 1.20 30 36 — 10 6
d
2.4 2.75 45 54 — 15 13
d
5.0 5.60 60 69 — 19 20
d
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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
dieléctricos
a, f
Sistema
nominal
voltaje
(kV, rms)
Sistema
máximo
voltaje
(kV, rms)
Tensión de impulso
del rayo (BIL)
b
(kV, pico)
Voltaje de
impulso de
conmutación
(kV, pico)
Tensión soportada de
frecuencia de
potencia (kV, rms)
Lleno
Ola
Picado
f
Wave
Seco Húmedo
c
0.6 0.66 10
y 12
y — 4
y —
1.2 1.20 30 36 — 10 6
d
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
15 15.5
95 110 — 34 30
d
110 130 — 34 34
d
25 25.5
125 145 — 40 36
d
150 175 — 50 50
34.5 36.5 200 230 — 70 70
46 48.3 250 290 — 95 95
69 72.5 350 400 — 140 140
115 123
450 520 — 185 185
550 630 — 230 230
138 145 650 750 — 275 275
161 170 750 865 — 325 315
230 245
900 1035 — 395 350
1050 1210 — 460 445
345 362
1175 1350 950 510 —
1300 1500 975 575 —
500 550
1550 1785 1175 680 —
1800 2070 1300 830 —
765 800 2100 2420 1550 975 —
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 tabulado 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
Tensión nominal
del sistema
(kV, rms)
Sistema máximo
voltaje
(kV, rms)
Distancia mínima de fuga (mm)
Contaminación
lumínica
Fuerte
contaminación
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8.7 9.52 75 88 — 26 24
d
15 15.5
95 110 — 34 30
d
110 130 — 34 34
d
25 25.5
125 145 — 40 36
d
150 175 — 50 50
34.5 36.5 200 230 — 70 70
46 48.3 250 290 — 95 95
69 72.5 350 400 — 140 140
115 123
450 520 — 185 185
550 630 — 230 230
138 145 650 750 — 275 275
161 170 750 865 — 325 315
230 245
900 1035 — 395 350
1050 1210 — 460 445
345 362
1175 1350 950 510 —
1300 1500 975 575 —
500 550
1550 1785 1175 680 —
1800 2070 1300 830 —
765 800 2100 2420 1550 975 —
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 tabulado 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
Tensión nominal
del sistema
(kV, rms)
Sistema máximo
voltaje
(kV, rms)
Distancia mínima de fuga (mm)
Contaminación
lumínica
Fuerte
contaminación
IEEE Std C57.13-2016
Estándar IEEE para requisitos para transformadores de medida
20
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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
Tipo de
transformador de
medida
30 °C ambiente 55 °C ambiente
Aumento medio
de la temperatura
del bobinado
determinado por
Método de
resistencia
(°C)
Bobinado de punto
más caliente
Aumento de
temperatura
(°C)
B
Aumento medio de
la temperatura del
bobinado
determinado por
Método de
resistencia
(°C)
Aumento de la
temperatura del
devanado en el punto más
caliente (°C)
b
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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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
Tipo de
transformador de
medida
30 °C ambiente 55 °C ambiente
Aumento medio
de la temperatura
del bobinado
determinado por
Método de
resistencia
(°C)
Bobinado de punto
más caliente
Aumento de
temperatura
(°C)
B
Aumento medio de
la temperatura del
bobinado
determinado por
Método de
resistencia
(°C)
Aumento de la
temperatura del
devanado en el punto más
caliente (°C)
b
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)
Temperatura
máxima de
funcionamiento
90 105 115
Temperatura máxima
de funcionamiento
para uso en
aparamenta
metálica
70 105 105
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) 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 %.
b) 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 %.
c) 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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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)
Temperatura
máxima de
funcionamiento
90 105 115
Temperatura máxima
de funcionamiento
para uso en
aparamenta
metálica
70 105 105
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) 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 %.
b) 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 %.
c) 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 Transformadores de tensión
Subcláusula de
referencia
Clasificación
de pruebas
Subcláusula de
referencia
Clasificación
de pruebas
Factor de
capacitancia y
disipación
4.7 R
d 4.7 R
d
Tensión aplicada
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 T
a —
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 R
b —
Resistencia 8.4 R
c 8.4 T
Impedancia 8.2 y 9.3 T 8.2 y 10.2 T
Clasificación
térmica a corto
plazo
11.1 y 12.1 T 11.1 y 13.1 T
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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 Transformadores de tensión
Subcláusula de
referencia
Clasificación
de pruebas
Subcláusula de
referencia
Clasificación
de pruebas
Factor de
capacitancia y
disipación
4.7 R
d 4.7 R
d
Tensión aplicada
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 T
a —
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 R
b —
Resistencia 8.4 R
c 8.4 T
Impedancia 8.2 y 9.3 T 8.2 y 10.2 T
Clasificación
térmica a corto
plazo
11.1 y 12.1 T 11.1 y 13.1 T
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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.
d Necesario para transformadores de instrumentos llenos de
aceite y gas.
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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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.
d Necesario para transformadores de instrumentos llenos de
aceite y gas.
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 terminales
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 tierra 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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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 terminales
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 tierra 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 Transformadores de tensión Transformadores de corriente
:
(colon)
Expresión de ratio, sólo para mostrar
la relación entre primaria y
secundaria
voltajes o entre voltajes primarios y
terciarios
Ejemplo: Transformador de voltaje
con un devanado primario y un
devanado secundario
14 Relación
400:120 V 120:1
Relación entre amperios primarios y secundarios
Ejemplo: Transformador de corriente con un devanado
primario y un devanado secundario
Relación de corriente
100:5 A
×
(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.
2.400 × 4.800 V
Relación 20 × 40:1
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
&
(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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Cuadro 7 —Símbolos del transformador de instrumentos
Símbolo Transformadores de tensión Transformadores de corriente
:
(colon)
Expresión de ratio, sólo para mostrar
la relación entre primaria y
secundaria
voltajes o entre voltajes primarios y
terciarios
Ejemplo: Transformador de voltaje
con un devanado primario y un
devanado secundario
14 Relación
400:120 V 120:1
Relación entre amperios primarios y secundarios
Ejemplo: Transformador de corriente con un devanado
primario y un devanado secundario
Relación de corriente
100:5 A
×
(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.
2.400 × 4.800 V
Relación 20 × 40:1
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
&
(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 Transformadores de tensión Transformadores de corriente
/
(línea inclinada
simple )
Dos o más clasificaciones de tensión
primaria o secundaria 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 voltaje con
un grifo en el devanado secundario para
clasificaciones de voltaje secundario
adicionales
14 000 V
Relación 120/200:1
Diferentes clasificaciones de corriente primaria
obtenidas por grifos en el devanado secundario
Ejemplo: Transformador de corriente con tomas en el
devanado secundario para relaciones adicionales
Relación de corriente
300/400/600:5 A
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100 & 100:5 A
Cuadro 7—Símbolos de transformadores de instrumentos (continuación)
Símbolo Transformadores de tensión Transformadores de corriente
/
(línea inclinada
simple )
Dos o más clasificaciones de tensión
primaria o secundaria 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 voltaje con
un grifo en el devanado secundario para
clasificaciones de voltaje secundario
adicionales
14 000 V
Relación 120/200:1
Diferentes clasificaciones de corriente primaria
obtenidas por grifos en el devanado secundario
Ejemplo: Transformador de corriente con tomas en el
devanado secundario para relaciones adicionales
Relación de corriente
300/400/600:5 A
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//
(doble
inclinación
línea)
(No se utiliza) Clasificaciones de amperios de devanados secundarios
separados, cada uno con un núcleo independiente
Ejemplo: transformador de corriente con dos
devanados secundarios separados y dos núcleos
Relación de corriente
600:5//5
E / (E/E1Y) /
(E/E, GrdY)
(Designación
de las
clasificaciones
de tensión
primaria)
Ejemplo: Transformador de voltaje con
voltaje nominal E para conexión en un
sistema de voltaje E
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)
(No se utiliza directamente)
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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//
(doble
inclinación
línea)
(No se utiliza) Clasificaciones de amperios de devanados secundarios
separados, cada uno con un núcleo independiente
Ejemplo: transformador de corriente con dos
devanados secundarios separados y dos núcleos
Relación de corriente
600:5//5
E / (E/E1Y) /
(E/E, GrdY)
(Designación
de las
clasificaciones
de tensión
primaria)
Ejemplo: Transformador de voltaje con
voltaje nominal E para conexión en un
sistema de voltaje E
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)
(No se utiliza directamente)
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
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.
c, ß 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)
Transformadores de
corriente
Mínimo Máximo
Al 100% de la corriente
nominal
a
Al 10% de corriente
nominal
A una corriente
nominal del 5%
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo
0,15S
b — — 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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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
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.
c, ß 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)
Transformadores de
corriente
Mínimo Máximo
Al 100% de la corriente
nominal
a
Al 10% de corriente
nominal
A una corriente
nominal del 5%
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo
0,15S
b — — 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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a
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) (3)
b) 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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a
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) (3)
b) 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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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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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).
0.988 0.994 0.9970 0.99850
0.994 0.997 0.9985 0.99925
1.000 1.000 1.0000 1.00000
1.006 1.003 1.0015 1.00075
1.012 1.006 1.0030 1.00150
PRINCIPAL REZAGADOS ÁNGULO DE FASE -MINUTOS
-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
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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).
0.988 0.994 0.9970 0.99850
0.994 0.997 0.9985 0.99925
1.000 1.000 1.0000 1.00000
1.006 1.003 1.0015 1.00075
1.012 1.006 1.0030 1.00150
PRINCIPAL REZAGADOS ÁNGULO DE FASE -MINUTOS
-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
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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
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
a
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 afecta 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 9 —Ejemplo de nominales para transformadores de corriente con una o dos
relaciones
Clasificaciones típicas actuales (A)
a
Proporción
única
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
a
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 afecta 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 A
a
Cargas
Designación
de la carga
b
Resistencia
(Oh)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
C
Potencia
total (VA a
5 A)
Potencia
total (VA a
1 A)
Factor
de
potencia
Cargas
electrónicas
E0.04 0.04 0 0.04 1.0 0.04
1.0
E0.2 0.2 0 0.2 5.0 0.2
Cargas de
medición
B-0.1 0.09 0.116 0.1 2.5 0.1
0.9
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
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
Clasificaciones
actuales (A)
Grifos
secundarios
Clasificaciones
actuales (A)
Grifos
secundarios
600:5 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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Cuadro 10 —Cargas de medición estándar para transformadores de corriente con
devanados secundarios de 5 A
a
Cargas
Designación
de la carga
b
Resistencia
(Oh)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
C
Potencia
total (VA a
5 A)
Potencia
total (VA a
1 A)
Factor
de
potencia
Cargas
electrónicas
E0.04 0.04 0 0.04 1.0 0.04
1.0
E0.2 0.2 0 0.2 5.0 0.2
Cargas de
medición
B-0.1 0.09 0.116 0.1 2.5 0.1
0.9
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
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
Clasificaciones
actuales (A)
Grifos
secundarios
Clasificaciones
actuales (A)
Grifos
secundarios
600:5 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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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
Clase de relevos
Límites del error de ratio
@ 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
Cargas
Designación
de la carga
b
Resistencia
(Oh)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
C
Potencia
total (VA a 5
A)
Factor
de
potencia
Voltaje
del
terminal
Transmisión
de cargas
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 (IS × 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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Tabla 12 —Precisión del transformador de corriente de retransmisión
Clase de relevos
Límites del error de ratio
@ 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
Cargas
Designación
de la carga
b
Resistencia
(Oh)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
C
Potencia
total (VA a 5
A)
Factor
de
potencia
Voltaje
del
terminal
Transmisión
de cargas
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 (IS × 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 61869-
2.
6.4.2 Transformador de corriente secundario o multirelación roscado
La clase de precisión del relé solo se aplica al bobinado completo, a menos que 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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6.4.1.3 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 61869-
2.
6.4.2 Transformador de corriente secundario o multirelación roscado
La clase de precisión del relé solo se aplica al bobinado completo, a menos que 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 chispa) 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 dispositivo limitador
de voltaje después de una condición tan anormal.
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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 chispa) 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 dispositivo 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 ventana 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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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 ventana 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 necesario 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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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 necesario 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 está 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) 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
11
Excepto B-0.9 y B-1.8.
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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 está 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) 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).
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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
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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
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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
Tensión nominal (V)
Proporción
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
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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
Tensión nominal (V)
Proporción
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
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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 esperanza de
vida.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN GRUPO 1
TENSIÓN NOMINAL 2 400/4 160 Y
Figura 8 —Conexiones primarias típicas
O
Figura 9 —Conexiones primarias típicas alternativas
Cuadro 15 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión
del grupo 2
a
Tensión nominal (V)
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
DELTA DE 400 V 2
SISTEMA
LO ANTERIOR
TRANSFORMADORES
QUIZÁS
CONEXO
LÍNEA A LÍNEA EN UN
DELTA DE 400 V 2
SISTEMA
400 V 2
400 V 2
2 400 V
LINE-TO-NEUTRAL EN UN
4 160 V WYE SYSTEM 160 V 4
4 160V WYE
SISTEMA NEUTRAL
CONEXIÓN A TIERRA EFECTIVA
2 400 V
2 400 V
160 V 4
400 V 2
4 160 V
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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 esperanza de
vida.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN GRUPO 1
TENSIÓN NOMINAL 2 400/4 160 Y
Figura 8 —Conexiones primarias típicas
O
Figura 9 —Conexiones primarias típicas alternativas
Cuadro 15 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión
del grupo 2
a
Tensión nominal (V)
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
DELTA DE 400 V 2
SISTEMA
LO ANTERIOR
TRANSFORMADORES
QUIZÁS
CONEXO
LÍNEA A LÍNEA EN UN
DELTA DE 400 V 2
SISTEMA
400 V 2
400 V 2
2 400 V
LINE-TO-NEUTRAL EN UN
4 160 V WYE SYSTEM 160 V 4
4 160V WYE
SISTEMA NEUTRAL
CONEXIÓN A TIERRA EFECTIVA
2 400 V
2 400 V
160 V 4
400 V 2
4 160 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
a Los 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.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
GRUPO 2 TENSIÓN 14 400/14 400 Y
Figura 10: Conexiones primarias típicas
O
14 400 V WYE SISTEMA
NEUTRAL
CON O SIN CONEXIÓN A
TIERRA
CONEXIÓN DE LÍNEA A
NEUTRAL
EN EL MISMO SISTEMA
Figura 11 —Conexiones primarias típicas alternativas
Cuadro 16 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión
exterior del grupo 3
a
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
400 V 14
400 V 14
400 V 14
400 V 14
SISTEMA DELTA LO ANTERIOR
TRANSFORMADORES
PUEDE ESTAR CONECTADO
LÍNEA A LÍNEA EN UN
14 SISTEMA DE 400 V
PERO ESTÁN LIMITADOS
POR AISLAMIENTO
14 400 V
400 V 14
8 314 V
314 V 8
8 314 V 14 400 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
a Los 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.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
GRUPO 2 TENSIÓN 14 400/14 400 Y
Figura 10: Conexiones primarias típicas
O
14 400 V WYE SISTEMA
NEUTRAL
CON O SIN CONEXIÓN A
TIERRA
CONEXIÓN DE LÍNEA A
NEUTRAL
EN EL MISMO SISTEMA
Figura 11 —Conexiones primarias típicas alternativas
Cuadro 16 —Clasificaciones y características de los transformadores de tensión
exterior del grupo 3
a
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
400 V 14
400 V 14
400 V 14
400 V 14
SISTEMA DELTA LO ANTERIOR
TRANSFORMADORES
PUEDE ESTAR CONECTADO
LÍNEA A LÍNEA EN UN
14 SISTEMA DE 400 V
PERO ESTÁN LIMITADOS
POR AISLAMIENTO
14 400 V
400 V 14
8 314 V
314 V 8
8 314 V 14 400 V
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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.
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. Pueden ser
de tipo terminal neutro aislado o neutro conectado a tierra. Las clasificaciones hasta 92 000/161 000 Grd Y deberán ser capaces de
alcanzar la raíz cuadrada de una tensión nominal de 3 veces (esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia) durante
1 minuto sin superar un aumento de temperatura de 175 °C para el conductor de cobre o un aumento de 125 °C para el aluminio
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
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
TRANSFORMADORES DE
VOLTAJE
VOLTAJE NOMINAL DEL
GRUPO 3
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 4
a
Grupo
Tensión nominal
(V)
Proporción
marcada
Nivel básico de aislamiento de
impulsos (kV pico)
Grupo 4A: Para
operaciones a
aproximadamente
el 100% de la
tensión nominal
(ver Figura 13)
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
Grupo 4B: Para
funcionamiento a
aproximadamente
el 58% de la tensión
nominal (véase la
figura 14)
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
837 V 39
SISTEMA NOMINAL DE 3 FASIS
39 837 V
39 837 V
000 V 69 69 000 V
69 000 V
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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. Pueden ser
de tipo terminal neutro aislado o neutro conectado a tierra. Las clasificaciones hasta 92 000/161 000 Grd Y deberán ser capaces de
alcanzar la raíz cuadrada de una tensión nominal de 3 veces (esta capacidad no excluye la posibilidad de ferrorresonancia) durante
1 minuto sin superar un aumento de temperatura de 175 °C para el conductor de cobre o un aumento de 125 °C para el aluminio
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
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
TRANSFORMADORES DE
VOLTAJE
VOLTAJE NOMINAL DEL
GRUPO 3
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 4
a
Grupo
Tensión nominal
(V)
Proporción
marcada
Nivel básico de aislamiento de
impulsos (kV pico)
Grupo 4A: Para
operaciones a
aproximadamente
el 100% de la
tensión nominal
(ver Figura 13)
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
Grupo 4B: Para
funcionamiento a
aproximadamente
el 58% de la tensión
nominal (véase la
figura 14)
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
837 V 39
SISTEMA NOMINAL DE 3 FASIS
39 837 V
39 837 V
000 V 69 69 000 V
69 000 V
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un
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).
Figura 13 —Conexiones primarias típicas para el Grupo 4A
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 aislado-
neutro o neutro conectado a tierra. (Para las conexiones típicas del Grupo 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
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 4A CON
CLASIFICACIÓN VOLTAJE
GRD 400/4 160 años 2
400 V 2 2 400 V
2 400 V
4 160 V
160 V 4
160 V 4
160V WYE 4
SISTEMA NEUTRAL
EFECTIVAMENTE
ANCLADO
LÍNEA A TIERRA
EN UN 4 160V WYE
SISTEMA
440 EN WYE 14
SISTEMA
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 4A CON
CLASIFICACIÓN VOLTAJE
GRD 400/14 400 Y 14
LÍNEA A TIERRA
EN UN 14 440 V
SISTEMA WYE
314 V 8
14 400 V 14 400 V
14 400 V 8 314 V 8 314 V
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un
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).
Figura 13 —Conexiones primarias típicas para el Grupo 4A
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 aislado-
neutro o neutro conectado a tierra. (Para las conexiones típicas del Grupo 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
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 4A CON
CLASIFICACIÓN VOLTAJE
GRD 400/4 160 años 2
400 V 2 2 400 V
2 400 V
4 160 V
160 V 4
160 V 4
160V WYE 4
SISTEMA NEUTRAL
EFECTIVAMENTE
ANCLADO
LÍNEA A TIERRA
EN UN 4 160V WYE
SISTEMA
440 EN WYE 14
SISTEMA
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 4A CON
CLASIFICACIÓN VOLTAJE
GRD 400/14 400 Y 14
LÍNEA A TIERRA
EN UN 14 440 V
SISTEMA WYE
314 V 8
14 400 V 14 400 V
14 400 V 8 314 V 8 314 V
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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
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
Características en 120 V base
c
Características en 69.3 V base
c
Designación VA
Factor
de
potencia
Resistencia
(Ω)
Inductancia
(H)
Impedancia
(Ω)
b
Resistencia
(Ω)
Inductancia
(H)
Impedancia
(Ω)
b
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.
b
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 dentro del
±10% de la tensión nominal se definen por la impedancia de carga característica de 120 V o 69,3 V, respectivamente. Para otros voltajes
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 cambios en la precisión resultantes de la corriente de carga son mayores
que a la tensión nominal.
34 SISTEMA WYE 500 V
EFECTIVAMENTE
ANCLADO
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 5 CALIFICADO
VOLTAJE
GRD 125/34 500 años 20
125 V 20
34 500 V 34 500 V
34 500 V 20 125 V 20 125 V
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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
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
Características en 120 V base
c
Características en 69.3 V base
c
Designación VA
Factor
de
potencia
Resistencia
(Ω)
Inductancia
(H)
Impedancia
(Ω)
b
Resistencia
(Ω)
Inductancia
(H)
Impedancia
(Ω)
b
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.
b
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 dentro del
±10% de la tensión nominal se definen por la impedancia de carga característica de 120 V o 69,3 V, respectivamente. Para otros voltajes
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 cambios en la precisión resultantes de la corriente de carga son mayores
que a la tensión nominal.
34 SISTEMA WYE 500 V
EFECTIVAMENTE
ANCLADO
VOLTAJE
TRANSFORMADORES
GRUPO 5 CALIFICADO
VOLTAJE
GRD 125/34 500 años 20
125 V 20
34 500 V 34 500 V
34 500 V 20 125 V 20 125 V
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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)
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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)
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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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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
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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
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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
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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
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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 límites 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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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 límites 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).
Vr =
z
(7)
(8)
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 I
2
R 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 I
2
R 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.
P
Y
o
2 2
c
o
r x E
n
Vv = −
Dónde
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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).
Vr =
z
(7)
(8)
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 I
2
R 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 I
2
R 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.
P
Y
o
2 2
c
o
r x E
n
Vv = −
Dónde
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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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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
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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
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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) 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.
b) 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
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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) 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.
b) 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
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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 voltímetro-
amperímetro 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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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 voltímetro-
amperímetro 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 terminales 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.
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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 terminales 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.
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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 pueden 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 corriente 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
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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 pueden 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 corriente 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
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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 mantendrá durante un mínimo de 30 s.
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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 mantendrá durante un mínimo de 30 s.
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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 dieléctricos; 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
230 245
315
bis
212
370
Prueba
de rutina
b
Prueba
de tipo
Prueba de
rutina
b
Prueba
de tipo
345 362
410 510
A
300 362
13
Se recomienda registrar el voltaje de extinción de descarga parcial medido realmente.
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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 dieléctricos; 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
230 245
315
bis
212
370
Prueba
de rutina
b
Prueba
de tipo
Prueba de
rutina
b
Prueba
de tipo
345 362
410 510
A
300 362
13
Se recomienda registrar el voltaje de extinción de descarga parcial medido realmente.
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460 575
500 550
545 680
A
435 550
665 830
765 800 780 975 665 800
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
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545 680
A
435 550
665 830
765 800 780 975 665 800
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
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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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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)
Xm
es el componente reactivo de la impedancia de
magnetización
Rm es el componente resistivo de la impedancia de magnetización
Ep es el voltaje primario
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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)
Xm
es el componente reactivo de la impedancia de
magnetización
Rm es el componente resistivo de la impedancia de magnetización
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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 ZΣ del
devanado secundario y la carga que determina la magnitud y dirección de la tensión inducida EO 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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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 ZΣ del
devanado secundario y la carga que determina la magnitud y dirección de la tensión inducida EO 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 equivalentes
14
9.1.2.1 Determinación de la relación de vueltas del transformador de corriente
Se inyecta un voltaje sustancialmente sinusoidal ES 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
= (9)
N P 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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9.1.2 Cálculo del rendimiento del transformador de corriente a partir de las características
de excitación secundaria y circuitos equivalentes
14
9.1.2.1 Determinación de la relación de vueltas del transformador de corriente
Se inyecta un voltaje sustancialmente sinusoidal ES 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
= (9)
N P 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) (12)
IS
Yoy
Ángulo de fase (PA) = ×cos(φ+θ) (13)
IS
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 ET 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 ingresa 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.
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Yoy
Error de razón (RE) = ×sin(φ+θ) (12)
IS
Yoy
Ángulo de fase (PA) = ×cos(φ+θ) (13)
IS
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 ET 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 ingresa 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.
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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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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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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 consciente 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 de la
carga nominal de lae transformador bajo prueba.
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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 consciente 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 de la
carga nominal de lae transformador bajo prueba.
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Bo es la carga cero para la que se conocen RCF y θ
Bt es la carga para la que se conocen RCF y θ
Bc es la carga para la que deben calcularse RCF y θ
it es el ángulo del factor de potencia de la carga Bt (en
radianes)
ic es el ángulo del factor de potencia de la carga Bc (en
radianes)
NOTA 1: θ
t y θ
c son ángulos positivos para los factores de potencia rezagados.
RCF o es el factor de corrección del transformador para la carga Bo
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
RCFc = RCFo + ×[RCFd ×cos(θ −θ +tc ) γ ×dsin(θ −θtc )] (17)
Bt
Bc
γ =γ +c o × γ ×[ d cos(θ −θ −t c ) RCF d ×sin( θ −θ t c )] [en radianes] (18) B t
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.
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Bo es la carga cero para la que se conocen RCF y θ
Bt es la carga para la que se conocen RCF y θ
Bc es la carga para la que deben calcularse RCF y θ
it es el ángulo del factor de potencia de la carga Bt (en
radianes)
ic es el ángulo del factor de potencia de la carga Bc (en
radianes)
NOTA 1: θ
t y θ
c son ángulos positivos para los factores de potencia rezagados.
RCF o es el factor de corrección del transformador para la carga Bo
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
RCFc = RCFo + ×[RCFd ×cos(θ −θ +tc ) γ ×dsin(θ −θtc )] (17)
Bt
Bc
γ =γ +c o × γ ×[ d cos(θ −θ −t c ) RCF d ×sin( θ −θ t c )] [en radianes] (18) B t
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.
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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.
RCFc = RCFo +
c
×[RCFd ×cos(θ −c ) γ ×dsin(θc )]
Bt
(19)
B c γ =γ +c o × γ ×[ d cos(θ +c ) RCFd
×sin(θ c ) ] [en radianes] (20)
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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.
RCFc = RCFo +
c
×[RCFd ×cos(θ −c ) γ ×dsin(θc )]
Bt
(19)
B c γ =γ +c o × γ ×[ d cos(θ +c ) RCFd
×sin(θ c ) ] [en radianes] (20)
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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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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 desarrollada 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
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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 desarrollada 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
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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
(21)
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 θm
es la temperatura máxima, en grados Celsius
K es la relación entre toda la pérdida de conductor parásito y la pérdida de DC I
2
R 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 × cm
3
)
T = 234,5 °C y, para las
condiciones anteriores,
2
m
s
20
T
K
T Y
o
C ( T 20)
E
n
2 K t 1 U
n
+i
+
+i + ×
= ×
×P× +
Dónde
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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
(21)
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 θm
es la temperatura máxima, en grados Celsius
K es la relación entre toda la pérdida de conductor parásito y la pérdida de DC I
2
R 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 × cm
3
)
T = 234,5 °C y, para las
condiciones anteriores,
2
m
s
20
T
K
T Y
o
C ( T 20)
E
n
2 K t 1 U
n
+i
+
+i + ×
= ×
×P× +
Dónde
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I 234.5+θ
m
2 A
A =16240× ln 234.5+θs cm
2 (22)
Para el aluminio (CE, 62% IACS):
ρ 20 = 2.781 × 10-6 Ω cm
C = 2,630 Ws/(°C × cm
3
)
T = 225 °C y, para las
condiciones anteriores,
I 225+θ
m
2 A
A =10760× ln 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 θs 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/cm
2
para tipos de subida de 55 °C
I/A = 13 420 A/cm
2
para tipos de subida a 65 °C
I/A = 11 660 A/cm
2
para tipos de aumento de 80 °C
Para el aluminio:
I/A = 8110 A/cm
2
para tipos de subida a 55 °C
I/A = 7430 A/cm
2
para tipos de subida a 65 °C
I/A = 5940 A/cm
2
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.
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I 234.5+θ
m
2 A
A =16240× ln 234.5+θs cm
2 (22)
Para el aluminio (CE, 62% IACS):
ρ 20 = 2.781 × 10-6 Ω cm
C = 2,630 Ws/(°C × cm
3
)
T = 225 °C y, para las
condiciones anteriores,
I 225+θ
m
2 A
A =10760× ln 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 θs 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/cm
2
para tipos de subida de 55 °C
I/A = 13 420 A/cm
2
para tipos de subida a 65 °C
I/A = 11 660 A/cm
2
para tipos de aumento de 80 °C
Para el aluminio:
I/A = 8110 A/cm
2
para tipos de subida a 55 °C
I/A = 7430 A/cm
2
para tipos de subida a 65 °C
I/A = 5940 A/cm
2
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.
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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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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
234,5+θa
(24)
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 transformadores 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 utilizados 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.
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264.5
El factor para los devanados de cobre es igual a
234,5+θa
(24)
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 transformadores 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 utilizados 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.
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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 o (27)
R
o
Dónde
T es para cobre igual a 234.5
T es para aluminio EC igual a 225
it 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:
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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 o (27)
R
o
Dónde
T es para cobre igual a 234.5
T es para aluminio EC igual a 225
it 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:
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h −1000 θ =θ × −rm 10.005× 100 (28)
Dónde
θr es el aumento de temperatura con condiciones estándar θm 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 dos, 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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h −1000 θ =θ × −rm 10.005× 100 (28)
Dónde
θr es el aumento de temperatura con condiciones estándar θm 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 dos, 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 polaridad 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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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 polaridad 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 diferencia 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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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 diferencia 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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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 inferior:
La capacitancia del devanado primario al suelo Cp
La capacitancia del devanado secundario al suelo Cs
La capacitancia entre el devanado primario y secundario Cps
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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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 inferior:
La capacitancia del devanado primario al suelo Cp
La capacitancia del devanado secundario al suelo Cs
La capacitancia entre el devanado primario y secundario Cps
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 (22) 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 I
2
R , debe aplicarse únicamente a los cálculos del aumento de temperatura en el devanado primario.
El valor puede determinarse a partir de la ecuación:
K = Pcon −Ip(2 I×2 R×R) cmA 2 ( 30)
Dónde
I
2
×R es la pérdida total de CC para devanados primarios y secundarios
Ip
2
×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 A
K = Ka × 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.
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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 (22) 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 I
2
R , debe aplicarse únicamente a los cálculos del aumento de temperatura en el devanado primario.
El valor puede determinarse a partir de la ecuación:
K = Pcon −Ip(2 I×2 R×R) cmA 2 ( 30)
Dónde
I
2
×R es la pérdida total de CC para devanados primarios y secundarios
Ip
2
×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 A
K = Ka × 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.
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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 temperatura 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, la 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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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 temperatura 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, la 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 cualquier 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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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 cualquier 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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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.
(θ +θ am )
234.5+
R = R a + 234.5+θ acm 2
Para el aluminio CE:
(34)
(i +θa m )
225+
R = Ra +
(35)
2 U
n
2 U
n
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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.
(θ +θ am )
234.5+
R = R a + 234.5+θ acm 2
Para el aluminio CE:
(34)
(i +θa m )
225+
R = Ra +
(35)
2 U
n
2 U
n
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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.
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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.
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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 potential-
transformer 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 TransformersTheir 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 muestra 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, Piscataway, NJ
08854, EE.UU. (http://standards/ieee.org/).
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90
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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 potential-
transformer 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 TransformersTheir 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 muestra 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, Piscataway, NJ
08854, EE.UU. (http://standards/ieee.org/).
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[B41] Park, J. H., "Precisión de los transformadores de corriente de alto rango", NBS Journal of Research,
vol. 14, pp. 367-392, 1935.
[B42] Pfuntner, R. A., "La precisión de los transformadores de corriente adyacentes a los autobuses de alta
corriente", AIEE Transactions, vol. 70, parte II, pp. 1656-1662, 1951.
[B43] Settles, J. L., Farber, W. R., y Conner, E. E., "The analytical and graphical determination of complete
potential transformer features," AIEE Transactions, part III, pp. 1213-1219, 1960.
[B44] Silsbee, F. B., "Un estudio de la inductancia de cuatro estándares de resistencia terminal", Oficina de
Documentos Científicos de Estándares de los Estados Unidos, no. 281, pp. 375-422, 1916.
[B45] Silsbee, F. B., "Notes on the design of four terminal resistance standard for alternating currents," NBS
Journal of Research, vol. 4, pp. 73-107, enero de 1930.
[B46] Silsbee, F. B., "Precauciones contra campos magnéticos parásitos en mediciones con grandes
corrientes alternas", AIEE Transactions, vol. 48, pp. 1301-1306, octubre de 1929.
[B47] Weller, C. T., "Un potenciómetro blindado de 132 kV para determinar la precisión de los
transformadores potenciales", AIEE Transactions, vol. 48, pp. 790-807, julio de 1929.
[B48] Woods, C. A., Jr., y Bottonari, S. A., "Overcurrent performance of bushing-type current transformers,"
AIEE Transactions, vol. 59, pp. 554-560, septiembre de 1940.
[B49] Zocholl, S. E., Análisis y aplicación de transformadores de corriente, Schweitzer Engineering
Laboratories, Inc., 2004.
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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[B41] Park, J. H., "Precisión de los transformadores de corriente de alto rango", NBS Journal of Research,
vol. 14, pp. 367-392, 1935.
[B42] Pfuntner, R. A., "La precisión de los transformadores de corriente adyacentes a los autobuses de alta
corriente", AIEE Transactions, vol. 70, parte II, pp. 1656-1662, 1951.
[B43] Settles, J. L., Farber, W. R., y Conner, E. E., "The analytical and graphical determination of complete
potential transformer features," AIEE Transactions, part III, pp. 1213-1219, 1960.
[B44] Silsbee, F. B., "Un estudio de la inductancia de cuatro estándares de resistencia terminal", Oficina de
Documentos Científicos de Estándares de los Estados Unidos, no. 281, pp. 375-422, 1916.
[B45] Silsbee, F. B., "Notes on the design of four terminal resistance standard for alternating currents," NBS
Journal of Research, vol. 4, pp. 73-107, enero de 1930.
[B46] Silsbee, F. B., "Precauciones contra campos magnéticos parásitos en mediciones con grandes
corrientes alternas", AIEE Transactions, vol. 48, pp. 1301-1306, octubre de 1929.
[B47] Weller, C. T., "Un potenciómetro blindado de 132 kV para determinar la precisión de los
transformadores potenciales", AIEE Transactions, vol. 48, pp. 790-807, julio de 1929.
[B48] Woods, C. A., Jr., y Bottonari, S. A., "Overcurrent performance of bushing-type current transformers,"
AIEE Transactions, vol. 59, pp. 554-560, septiembre de 1940.
[B49] Zocholl, S. E., Análisis y aplicación de transformadores de corriente, Schweitzer Engineering
Laboratories, Inc., 2004.
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).
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.
H1
PRIMARIO
DIRECTOR
SECUNDARIO
SINUOSO
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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).
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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DIRECTOR
SECUNDARIO
SINUOSO
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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 relaciones
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
Aplicación
Ambiente con respecto a la ubicación
de BCT
Temperatura ambiente
media
a
Transformador de potencia,
regulador de voltaje
En o por encima del aceite caliente 90°C
b
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 SF
6 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
a
Estas temperaturas ambiente son típicas y pueden ser algún otro valor definido por el usuario final.
b
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 pérdida 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.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 relaciones
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
Aplicación
Ambiente con respecto a la ubicación
de BCT
Temperatura ambiente
media
a
Transformador de potencia,
regulador de voltaje
En o por encima del aceite caliente 90°C
b
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 SF
6 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
a
Estas temperaturas ambiente son típicas y pueden ser algún otro valor definido por el usuario final.
b
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 pérdida 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 coordinarán
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
Designación
de clase de
aislamiento
Temperatura
máxima de trabajo
(°C)
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)
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 —
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.
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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 coordinarán
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
Designación
de clase de
aislamiento
Temperatura
máxima de trabajo
(°C)
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)
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 —
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.
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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 sección 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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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 sección 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
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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
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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 con 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,
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:
d) 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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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 con 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,
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:
d) 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 otras 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:
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La información que quede fuera de la placa de identificación debido al espacio disponible u otras 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:
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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 uniforme 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:
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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 uniforme 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:
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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 amperio 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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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 amperio 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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