Cfe-k0000-13 Transform Adores y Auto Transform Adores de Potencia

MÉXICO

TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA PARA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

ESPECIFICACIÓN CFE K0000-13

AGOSTO 2006 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE ENERO 2004



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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO ________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ____________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________ 1

4 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 2

4.1 Capacidades_______________________________________________________________________ 2

4.2 Clase de Enfriamiento _______________________________________________________________ 3

4.3 Número de Fases ___________________________________________________________________ 3

4.4 Número de Devanados ______________________________________________________________ 3

4.5 Elevación de Temperatura____________________________________________________________ 3

4.6 Tensiones Nominales _______________________________________________________________ 3

4.7 Tipos de Conexión__________________________________________________________________ 4

4.8 Desplazamiento Angular _____________________________________________________________ 4

4.9 Designación de Terminales y Secuencia de Fases________________________________________ 4

4.10 Impedancia ________________________________________________________________________ 4

4.11 Relación de Transformación y su Tolerancia ____________________________________________ 5

4.12 Nivel de Ruido _____________________________________________________________________ 5

4.13 Tensión de Alimentación del Equipo Auxiliar del Transformador ____________________________ 5

4.14 Valores Máximos Permisibles de Pérdidas ______________________________________________ 5

4.15 Partes de Repuesto Requeridas por la CFE _____________________________________________ 6

4.16 Partes de Repuesto Recomendadas por el Proveedor_____________________________________ 7

4.17 Herramientas Especiales_____________________________________________________________ 7

4.18 Catálogo de Descripciones Cortas_____________________________________________________ 7

4.19 Características Constructivas ________________________________________________________ 7

4.20 Accesorios y Equipo Auxiliar ________________________________________________________ 11

4.21 Servicios Complementarios, Opcionales_______________________________________________ 25

4.22 Evaluación _______________________________________________________________________ 26

4.23 Criterios y Tolerancias para la Aceptación _____________________________________________ 26

5 CONDICIONES DE OPERACIÓN______________________________________________________ 28



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5.1 Frecuencia _______________________________________________________________________ 28

5.2 Niveles de Contaminación __________________________________________________________ 28

5.3 Requerimientos de Operación Bajo Condiciones de Corto Circuito ________________________ 28

5.4 Margen de Protección Proporcionado por Apartarrayos __________________________________ 31

5.5 Vida Útil Esperada del Transformador _________________________________________________ 31

6 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE ______________________________________ 32

7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL __________________________________________ 32

8 CONTROL DE CALIDAD ____________________________________________________________ 32

8.1 Pruebas__________________________________________________________________________ 32

8.2 Supervisión de la Fabricación _______________________________________________________ 35

9 MARCADO _______________________________________________________________________ 36

10 EMPAQUE Y EMBARQUE ___________________________________________________________ 39

11 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________ 40

12 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES _________________________________________________ 41

APÉNDICE A CATÁLOGO DE DESCRIPCIONES CORTAS _______________________________________ 42

APÉNDICE B CARACTERÍSTICAS DE LOS EMPAQUES_________________________________________ 44

APÉNDICE C PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA___________________ 45

APÉNDICE D INFORMACIÓN TÉCNICA ______________________________________________________ 49

APÉNDICE E RESUMEN DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ____________________________________ 51

TABLA 1 Capacidades normalizadas para transformadores de potencia para subestaciones de distribución____________________________________________________ 2

TABLA 2 Niveles de aislamiento para transformadores de potencia para subestaciones de distribución____________________________________________________ 4

TABLA 3 Impedancia referida al devanado primario del transformador ______________________________ 5

TABLA 4 Valores máximos permisibles de pérdidas ______________________________________________ 6

TABLA 5 Distancia de fuga y nivel de contaminación ____________________________________________ 28

TABLA 6 Características de los transformadores de corriente_____________________________________ 21

TABLA 7 Datos de impedancia y pérdidas _____________________________________________________ 36

TABLA 8 Datos de conexiones _______________________________________________________________ 37



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TABLA 9 Datos de impedancia medida ________________________________________________________ 37

TABLA 10 Valor medido resistencia de aislamiento_______________________________________________ 38

TABLA 11 Valor medido de factor de potencia del aislamiento______________________________________ 39

FIGURA 1 Dimensiones de base del transformador________________________________________________ 9



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1 OBJETIVO Establecer las características técnicas que deben reunir los transformadores y autotransformadores de potencia para subestaciones de distribución. 2 CAMPO DE APLICACIÓN La presente especificación se aplica a transformadores y autotransformadores sumergidos en aceite, servicio intemperie, autoenfriados y/o con enfriamiento forzado en subestaciones de distribución que utiliza la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 3 NORMAS QUE APLICAN

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. NMX-B-208-1984 Industria Siderúrgica – Tubos de Acero para la Protección de

Conductores Eléctricos (Tubos Conduit), Tipo Pesado. NMX-B-211-1968 Conexiones para Tubo Conduit de Acero, Soldados con o sin

Rosca. NMX-J-123-ANCE-2005 Transformadores – Aceites Minerales Aislantes para

Transformadores – Especificaciones, Muestreo y Método de Prueba.

NMX-J-169-ANCE-2004 Transformadores y Autotransformadores de Distribución y

Potencia - Métodos de Prueba. NMX-J-235/1-ANCE-2000 Envolventes – Envolventes (Gabinetes) para Uso en Equipo

Eléctrico – Parte 1: Requerimientos Generales – Especificaciones y Métodos de Prueba.

NMX-J-284-ANCE-1998 Productos Eléctricos - Transformadores de Potencia –

Especificaciones. NMX-J-308-ANCE-2004 Transformadores - Guía para el Manejo, Almacenamiento,

Control y Tratamiento de Aceites Minerales Aislantes para Transformadores en Servicio.

NMX-J-438-ANCE-2003 Conductores – Cables con Aislamiento de Policroruro de

Vinilo, 75 °C y 90 °C para Alambrado de Tableros - Especificaciones.

NMX-J-534-ANCE-2005 Tubos Metálicos Rígidos de Acero Tipo Pesado y sus

Accesorios para la Protección de Conductores Eléctricos – Especificaciones y Métodos de Prueba.

IEC 60044-1-2003 Instrument Transformers Part 1: Current Transformers. IEC 60137-2003 Insulated Bushings for Alternating Voltages Above 1 000 V. IEC 60214-1-2003 Tap – Changers – Part 1: Performance Requirements and

Test Methods.



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ISO/IEC 17025-2005 General Requirements for the Competence of Testing and Calibration Laboratories.

NRF-001-CFE-2000 Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga,

Recepción y Alamacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE.

NRF-002-CFE-2000 Manuales Técnicos. CFE 54000-48-2003 Tablilla de Conexiones. CFE D8500-01-2004 Selección y Aplicación de Recubrimientos Anticorrosivos. CFE D8500-02-2004 Recubrimientos Anticorrosivos. CFE K0000-20-2004 Evaluación de Pérdidas de Transformadores de Potencia y

Cálculo de Penalización. CFE L0000-15-1992 Código de Colores.

NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en la fecha de

la convocatoria de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa. 4 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES Este punto establece los requerimientos funcionales aplicables para transformadores de potencia, que utiliza CFE en subestaciones de distribución. En caso de requerirse la adquisición de autotransformadores, se debe referir a la norma NMX-J-284-ANCE, para el establecimiento de las Características Particulares. 4.1 Capacidades Las siguientes son las capacidades normalizadas para esta aplicación en la CFE.

TABLA 1 – Capacidades normalizadas para transformadores de potencia para subestaciones de distribución

Capacidad (MVA) Clase de enfriamiento

5/6,25 ONAN/ONAF

7,5/9,375 ONAN/ONAF

12/16/20 ONAN/ONAF/ONAF





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4.2 Clase de Enfriamiento Las clases de enfriamiento son las siguientes: ONAN/ONAF: autoenfriado y enfriado por aire forzado. ONAN/ONAF/ONAF: autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire forzado. 4.3 Número de Fases Todos los transformadores correspondientes a esta especificación deben ser trifásicos. 4.4 Número de Devanados Los transformadores deben ser de dos devanados. En el caso de autotransformadores se debe incluir un devanado terciario. Este se especifica en las Características Particulares. 4.5 Elevación de Temperatura 4.5.1 Temperatura ambiente del lugar de instalación Los transformadores sujetos a esta especificación deben ser capaces de operar a su capacidad plena siempre que la temperatura ambiente no exceda de 40 °C y la temperatura promedio del ambiente durante cualquier periodo de 24 horas, no exceda de 30 °C La elevación de temperatura de los devanados y punto más caliente a tensiones y frecuencias nominales y a capacidad plena, puede ser hasta de 55 °C y 65 °C respectivamente, medida por el método de resistencia sobre una temperatura ambiente máxima de 40 °C. Con un incremento de 12 % de capacidad, la elevación media de temperatura en el devanado puede incrementarse hasta 10 °C y en el punto más caliente hasta 15 °C, con respecto a la elevación media de temperatura a la capacidad nominal. 4.5.2 Influencia de la temperatura y la altitud Se debe considerar lo descrito en la norma NMX-J-284-ANCE, en su capítulo: Efecto de la altitud en la elevación de la temperatura. 4.6 Tensiones Nominales Las tensiones nominales son las descritas en la tabla 2, columna 1, de esta especificación.



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TABLA 2 – Niveles de aislamiento para transformadores de potencia para subestaciones de distribución

Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado onda

cortada

Tensión inducida (fase a tierra) Tensión

nominal del

sistema (kV)

Tensión máxima

del sistema

(kV)

Tensión de aguante al

impulso por rayo

normalizado (kV cresta)

Tensión de

aguante a 60 Hz 60 s (kV

rmc)

(kV cresta)

Tiempo mínimo de

flameo (μs)

Una hora (kV rmc)

Nivel realzado, 7 200 ciclos

(kV rmc)

Columna 1

Columna 2

Columna 3

Columna4

Columna 6

Columna 7

Columna 8

Columna 9

13,8 15 110 34 121 2 - - - - - -

23 25 150 50 165 3 - - - - - -

34,5 38 200 70 220 3 Nota 2 Nota 2

69 72,5 350 140 385 3 63 72,5

115 123 550 230 605 3 105 120

138 145 650 275 715 3 125 145 NOTAS:

1) Los valores de prueba indicados en esta tabla están referidos a las condiciones normalizadas de 101,3 kPa de presión, 20 °C de temperatura y humedad absoluta de 11 g/m3. Estos valores aplican para aislamientos interno y externo.

2) Tensión inducida del 200 % de la tensión nominal, para los transformadores clase 1 (NMX-J-284-ANCE), de acuerdo

a la norma NMX-J-169-ANCE. 4.7 Tipos de Conexión Para transformadores, las conexiones deben ser delta en el devanado primario y estrella en el devanado secundario. Para autotransformadores, su conexión es estrella en los devanados primario y secundario, con un devanado terciario conectado en delta. 4.8 Desplazamiento Angular Para transformadores, el desplazamiento angular entre las terminales del devanado primario y secundario , debe ser H-30-X. 4.9 Designación de Terminales y Secuencia de Fases Deben estar de acuerdo con las normas NMX-J-284-ANCE, en sus capítulos secuencia de fases y designación de terminales. 4.10 Impedancia En la tabla 3, se indican los valores de impedancia requeridos para transformadores. La impedancia debe indicarse referida al devanado primario del transformador, a la capacidad de enfriamiento ONAN y tensión nominal.



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TABLA 3 - Impedancia referida al devanado primario del transformador

Tensión nominal devanado primario

(kV) Impedancia

(%)

34,5 y menores 7,5 69 8,5 115 9 138 9,5

La tolerancia en la impedancia debe estar de acuerdo con lo indicado en la NMX-J-284-ANCE. 4.11 Relación de Transformación y su Tolerancia Debe ser de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-J-284-ANCE. 4.12 Nivel de Ruido Debe ser de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-J-284-ANCE en su capítulo nivel de ruido audible. 4.13 Tensión de Alimentación del Equipo Auxiliar del Transformador Esta tensión debe corresponder a una de las indicadas a continuación:

a) Para fuerza (motores). 220 V c. a., 3 fases,

b) Para control y alumbrado. 127 V c. a., 1 fase. 4.14 Valores Máximos Permisibles de Pérdidas Los valores máximos permisibles de pérdidas son los indicados en la tabla 4.



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TABLA 4 - Valores máximos permisibles de pérdidas

Capacidad en

(MVA)

Pérdidasen vacío

(kW)

Pérdidas debidas

a la carga a máxima capacidad

(kW)

Consumo del sistema

de enfriamientoa máxima capacidad

(kW) 5/6,25 8,0 40,0 2,0

7,5/9,375 8,0 40,0 2,0

12/16/20 15,0 80,0 2,5

18/24/30 18,0 115,0 2,5

24/32/40 25,0 140,0 2,5 NOTA: Las pérdidas debidas a la carga indicadas en esta tabla son las máximas permisibles a una temperatura de referencia de

75 º C. Las pérdidas en vacio indicadas en esta tabla son las máximas permisibles a temperatura ambiente. Los valores de pérdidas garantizados por el proveedor, deben proponerse dentro de los límites establecidos en la tabla 4,

valores máximos permisibles de pérdidas. Los transformadores cuyos resultados de pruebas en fábrica excedan los valores máximos permisibles de perdidas,

establecidos en la tabla 4, son rechazados. Estos valores son aplicables a transformadores que cuentan con cambiador de derivaciones para operación bajo carga o

con cambiadores de derivaciones para operación desenergizada. 4.15 Partes de Repuesto Requeridas por la CFE En Características Particulares se definen las partes de repuesto. Todas las partes de repuesto deben ser idénticas a las partes originales del transformador. Las partes de repuesto que se recomienda incluir son las siguientes:

a) Una boquilla completa con empaques por cada tipo de boquilla utilizada en las terminales.

b) Un juego completo de empaques para cubierta, registros de mano, registros de hombre, radiadores, entre otros, esto es en adición a los empaques que se utilizan para el montaje del transformador.

c) Dos juegos completos de contactos y bobinas para los reveladores, contactores y dispositivos de

control suministrados.

d) Un motoventilador.

e) Un termómetro indicador de temperatura de aceite.

f) Un indicador de temperatura de los devanados incluyendo la resistencia.

g) Un relevador “Buchholtz”.

h) Una bolsa para el sistema de preservación de aceite suministrado.



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4.16 Partes de Repuesto Recomendadas por el Proveedor Si adicionalmente a las partes de repuestos solicitadas, el proveedor considera necesario que se adquieran otras, deben cotizarlas, indicando en su propuesta la descripción de las mismas y sus correspondientes precios unitarios, siendo opcional para la CFE la adquisición de las mismas. En caso de transformadores provistos con cambiador de derivaciones bajo carga, el proveedor debe indicar en su propuesta las partes de repuesto recomendadas y su costo. 4.17 Herramientas Especiales En caso de requerirse herramientas especiales para montaje, operación, mantenimiento o pruebas del transformador, éstas deben indicarse por el proveedor en el cuestionario técnico, y estar incluidas dentro del alcance del suministro. 4.18 Catálogo de Descripciones Cortas En el Apéndice A, se listan las descripciones cortas para los transformadores que ampara esta especificación. 4.19 Características Constructivas 4.19.1 Parte activa 4.19.1.1 Núcleo

a) El núcleo debe montarse y sujetarse de tal manera que no se produzcan deformaciones, desplazamientos, aflojamiento, fatiga, derivadas de los esfuerzos producidos durante corto circuitos, así como durante maniobras y/o transporte.

b) Debe diseñarse el conjunto núcleo-devanados-tanque para resistir sin daño aceleraciones durante

el transporte de hasta 2,5 g longitudinal, 2 g transversal y 1,5 g vertical.

c) Se debe indicar el valor nominal del par de apriete de los tornillos que sujetan en su posición a los devanados, gatos de apriete axiales y tuercas que aseguran la resistencia del devanado a los esfuerzos de corto circuito. Se requiere que este par de apriete pueda ser verificado en campo. Aún cuando no sea el método de ejecutar el apriete o compresión axial de los devanados en fábrica, estos elementos tienen como función mantener esta compresión durante la vida esperada del equipo; el propósito de este requerimiento es el verificar periódicamente que la función se esta cumpliendo.

d) El conjunto debe estar provisto de los aditamentos necesarios para su izaje.

e) El núcleo debe conectarse a tierra en un sólo punto mediante una conexión independiente externa

al tanque, ubicada en la parte superior de éste, por medio de una boquilla, localizada en una caja accesible exclusiva para este uso, con tapa, de tal forma que permita la verificación de la resistencia de aislamiento entre núcleo y tanque.

f) Todos los soportes y elementos estructurales de fijación del núcleo deben estar aislados

dieléctricamente del núcleo, y deben soportar la prueba de aislamiento entre núcleo y tanque. El diseño y los materiales utilizados para el aislamiento de estos soportes deben tomar en cuenta los esfuerzos presentes durante el manejo, el transporte y operación del transformador. El aislamiento no debe sufrir envejecimiento que degrade su función durante la vida útil esperada del equipo. El proveedor debe incluir en el manual del transformador un plano que indique la ubicación de los soportes y elementos estructurales de fijación del núcleo contra el tanque.



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4.19.1.2 Devanados y aislamiento

a) Las uniones de los conductores en los devanados y entre los devanados deben ser soldadas eléctricamente o con autógena empleando soldadura de plata. El proveedor debe tener evidencia de la calificación del personal que realiza las uniones soldadas.

b) Se deben utilizar conexiones atornilladas en las boquillas de baja tensión. En las boquillas de alta

tensión, en la conexión con el devanado, se pueden utilizar conexiones atornilladas y/o guías de cable pasado. En los cambiadores de derivaciones se deben utilizar solo conexiones atornilladas. Todas las conexiones deben tener contratuercas y seguros.

c) El proveedor debe incluir dentro de los reportes de pruebas, las curvas del proceso de secado

(temperatura, vacío, extracción de agua por hora-masa de aislamiento, factor de potencia del aislamiento, resistencia de aislamiento contra tiempo), firmadas por el supervisor de aseguramiento de calidad de la planta y el inspector de la CFE; cuando termine el proceso.

d) El ensamble completo de devanados y guías de conexión, debe estar sujetos y soportado de

manera que resista los esfuerzos mecánicos producidos por la ocurrencia de corto circuito en cualquiera de las terminales, no debe sufrir ningún desajuste ni deformación durante el embarque, transporte y maniobras.

e) Los materiales utilizados en la construcción deben ser compatibles con el aceite aislante y con la

temperatura máxima presente bajo condiciones normales y anormales de operación.

f) Las guías de conexión de los devanados a las boquillas y al cambiador de derivaciones, deben ser de una sola pieza y conectarse directamente; mediante conectores terminales con la sección de contacto diseñada para soportar la corriente máxima nominal; sin ninguna pieza intermedia adicional. El diámetro de los agujeros de los conectores terminales, debe estar de acuerdo a las tolerancias definidas por la norma utilizada para definir el diámetro de los tornillos utilizados. Estas conexiones deben ser atornilladas, contar con seguros y prever blindaje en los tornillos para evitar efecto corona y/o descargas parciales.

g) Los conectores terminales deben ser diseñados en dimensiones y área de contacto de acuerdo a la

magnitud de la corriente máxima, tamaño del cable y punto a conectarse. No deben forzarse ni ser doblados, para dar el ángulo de contacto con el punto a conectarse.

4.19.2 Medio de contención 4.19.2.1 Tanques, cubiertas y bases

a) Los tanques y cubiertas de los transformadores deben ser construidos de placa de acero, diseñada para ser soldada y de una construcción que resista sin daño alguno, los esfuerzos inherentes al embarque, transporte, instalación, operación y pruebas. La preparación de las juntas a soldarse, debe tomar en cuenta que no deben presentarse fugas a través de poros o defectos de la soldadura.

b) Los tanques, cubiertas, radiadores, tanques de expansión y demás accesorios deben ser capaces

de resistir, sin sufrir daños y deformaciones permanentes los esfuerzos producidos al aplicar vacío absoluto al nivel del mar. El ensamble de la cubierta a las paredes del tanque, debe ser soldado.

c) En caso de utilizar blindajes magnéticos, para evitar sobrecalentamientos en las paredes del

tanque, estos deben ser claramente indicados en los planos.

d) El tanque y la cubierta deben estar libres de rebabas y de sustancias corrosivas y extrañas antes del ensamble.

e) Deben proporcionarse los medios adecuados para remover y colocar el conjunto núcleo-bobinas

dentro del tanque sin causar ningún daño.



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f) Pueden suministrarse dispositivos de soporte y fijación para prevenir el movimiento del ensamble del núcleo y bobinas durante el transporte. En caso de utilizarlos, estos deben estar claramente indicados en los planos e instrucciones de montaje.

g) La cubierta del tanque debe tener al menos dos registros de hombre, que ofrezcan fácil acceso al

extremo inferior de la boquilla, al cambiador de derivaciones, a las terminales y a la parte superior de los devanados, de manera que permita reemplazar los transformadores de corriente o cualquier otro equipo auxiliar, sin necesidad de quitar la cubierta del tanque.

Las dimensiones de estos registros deben ser las establecidas en la norma NMX-J-284-ANCE. Para el caso de transformadores de menores a 12 MVA, si las dimensiones del tanque no permiten la ubicación de dos registros hombres, se acepta uno solo.

h) Los radiadores deben ser desmontables por medio de bridas. El diseño de los radiadores y bridas

en la pared del tanque, debe ser tal que eviten sobresfuerzos mecánicos en su punto de acoplamiento para evitar fugas de aceite.

i) Las válvulas de acoplamiento superiores e inferiores de los radiadores, deben tener indicador de

posición, estar bridadas al tanque y proporcionar un cierre hermético. Las dimensiones de las válvulas deben ser congruentes con el diámetro de la tubería utilizada en los cabezales de los radiadores.

j) Las superficies a la que se les coloca empaque, deben ser lisas, planas y tener la suficiente rigidez

para asegurar la compresión de los empaques. Se deben prever cajas maquinadas para recibir los empaques, los cuales no deben sobresalir de esas cajas.

k) Los tanques de cada transformador deben proporcionarse con un bastidor inferior de acero

estructural, de acuerdo a la figura 1. Dicho bastidor debe formar un rectángulo que permita el desplazamiento del transformador en dirección de sus líneas de centros. Estos bastidores deben proveerse con cuatro barrenos en los extremos de la base deslizante, para su anclaje, (distancia entre centros de patines 2 500 mm/ancho de patines 303 mm). Estas dimensiones son aplicables a transformadores de 12 MVA a 40 MVA.

FIGURA 1 - Dimensiones de base de transformador



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l) Se deben proporcionar los medios necesarios para conectar a tierra en dos puntos el tanque del transformador, estos deben incluir los tornillos y rondanas necesarias, las cuales pueden ser de acero inoxidable o bronce. El conector para el aterrizamiento del tanque del transformador, debe ser capaz de alojar cables con una sección transversal de 126,64 mm2.

m) Se deben proporcionar guías dentro del tanque para facilitar el movimiento de la parte activa

(conjunto núcleo-bobinas) cuando se introduzca o se saque del tanque.

n) Los tanques deben tener las orejas necesarias, de tal manera que el transformador pueda jalarse en cualquier dirección, así como para el izaje y manejo cuando el transformador está ensamblado y con aceite.

o) Todas las aberturas que sea necesario practicar en el tanque, deben dotarse de bridas soldadas,

que permitan la colocación de empaques.

p) La cubierta del tanque debe diseñarse con una pendiente entre 1 ° y 1,5 °, de tal manera que se evite la acumulación de agua. Así mismo, los radiadores deben diseñarse de manera que no permitan la acumulación de agua. Debe ser claramente indicado en los planos.

q) En caso de utilizar torretas para colocar las boquillas, un extremo debe estar soldado al tanque

principal y el otro debe estar preparado para recibir la brida de la boquilla. Las torretas deben ser de una sola pieza. No se aceptan torretas en varias secciones. Las torretas deben ser consideradas en las dimensiones de transporte.

r) El diseño del tanque debe asegurar el drenado completo del aceite y residuos que se depositen en

el fondo del mismo, sin necesidad de inclinar el tanque, mediante la instalación de un tapón de vaciado el cual debe ser de 19 mm de diámetro, con rosca cónica y estar cubierto con una placa soldada como protección, la cual debe ser fácil de quitar y fijar con soldadura eléctrica.

s) Las dimensiones totales (incluyendo radiadores, tanque conservador y boquillas) de estos

transformadores deben ser ajustadas como máximo a las siguientes: altura 7 m, ancho 5,5 m y largo 7 m.

Las dimensiones para transporte no deben exceder los limites establecidos por la Secretaría de Comunicaciones y Transportes.

t) El proveedor debe prever, en el diseño y construcción, la necesidad de levantar con grúas el

transformador completo con todos sus accesorios y lleno de aceite, sin que exista obstrucción por algún accesorio. Deben estar perfectamente indicadas en el manual de recomendaciones para el caso.

u) El tanque debe contar con una escalera marina. La escalera debe ser ubicada en la posición más

segura para el personal y estar incluida en los dibujos sujetos a la aprobación de la CFE. Esta escalera debe contar con bloqueo de seguridad asegurado con un candado.

4.19.2.2 Empaques El fabricante debe diseñar para garantizar la hermeticidad (cero fugas a través de empaques) del transformador al menos por 15 años sin necesidad de cambiar algún empaque todos los empaques para boquillas, registros de hombre, registros de mano, radiadores, válvulas y demás accesorios deben ser de una sola pieza, de material elastomérico, compatible con el líquido aislante y los límites máximos de temperatura del transformador. Deben estar indicados claramente en una lista de partes que debe ser incluida en el instructivo e identificados con número de parte, indicando la posición y el material de que están fabricados. Los empaques deben ser instalados en ranuras maquinadas para satisfacer las condiciones de operación y ambientales durante la vida esperada del transformador, establecidas en esta especificación. Empaques de dimensiones grandes, tales como los utilizados en las cámaras de los cambiadores de derivaciones, que no sea posible fabricarlos de una sola pieza y que sean requeridas uniones, ésta(s) deben ser vulcanizadas.



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El fabricante debe proporcionar las recomendaciones en lo que respecta a la instalación de los empaques. En el Apéndice B, se indican las características y/o propiedades físicas que debe satisfacer el material utilizado para fabricar empaques. 4.19.2.3 Recubrimientos anticorrosivos

a) Superficies interiores de los tanques y herrajes.

La superficie y los herrajes, se deben limpiar mediante una preparación manual (CFE PMA)1), motorizada (CFE PMO) o con abrasivos a presión grado comercial (CFE PAC); aplicar un primario de cloruro de polivinilo (CFE P14) en una capa de 38 µm de espesor seco como mínimo, el color debe ser 1 blanco de acuerdo a la especificación CFE L0000-15.

b) Superficies expuestas a la intemperie.

Se debe aplicar un sistema de recubrimientos anticorrosivos. La superficie debe prepararse mediante abrasivos a presión a metal blanco (CFE PAB); aplicarse un primario orgánico de zinc epóxi-poliamida (CFE-P9) hasta obtener una capa con un espesor de 50 µm a 75 µm de espesor seco. Como terminación, aplicarse un acabado vinílico de altos sólidos (CFE-A5), hasta obtener una capa con un espesor de 75 µm a 100 µm, el color debe ser 24 marfil de acuerdo a las especificaciones CFE D8500-01, D8500-02 y L0000-15.

c) Para áreas de alta corrosión, los recubrimientos deben tener una vida útil de al menos 10 años.

NOTA: Las referencias CFE entre paréntesis corresponden a la especificación CFE D8500-01. 4.19.2.3.1 Alternativas y recubrimientos Ambos sistemas de recubrimiento pueden ser sustituidos por alguno que sea mejor, en cuanto a facilidad de aplicación, tenga mayor tiempo de vida útil en ambiente marino o industrial y esté avalado por el LAPEM. El aceptar otro tipo y proceso de recubrimiento implica la garantía de la superficie tratada, para no requerir mantenimiento durante un periodo de 15 años y sin condicionarlo a ningún tipo de ambiente donde sea instalado el transformador. 4.20 Accesorios y Equipo Auxiliar 4.20.1 Dispositivo de alivio de presión Este dispositivo tiene por objeto expulsar los gases y el aceite aislante al aumentar la presión interior del transformador. El funcionamiento debe ser verificado por el fabricante y atestiguado por la CFE, durante la inspección. Este dispositivo de alivio de sobrepresión debe contar con contactos de alarma y restablecimiento manual del indicador de operaciones y guarda rotatoria para canalizar el derrame de aceite hacia la fosa captadora. Debe tener intervalos de operación de 55 kPa a 69 kPa con tolerancia de +/- 6,9 kPa. Para el montaje, la brida debe tener un patrón de 6 barrenos abiertos de 16 mm de diámetro equidistantes sobre un circulo de 234,95 mm de diámetro, y permitir una descarga mínima certificada por laboratorio externo, de 12,000 SCFM (339,8 metros cúbicos por minuto) al operar a 103,45 kPa una unidad de 69 kPa. 4.20.2 Sistema de conservación del aceite El sistema de conservación de aceite debe permitir:

- la expansión del volumen de aceite debida a la temperatura para un máximo 110 °C,



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- compensar el nivel del tanque principal debida a la disminución de volumen del aceite cuando la temperatura ambiente sea baja, mínimo -10 °C,

- mantener el aceite aislante libre de contacto del oxigeno de la atmósfera.

a) Tanque conservador.

Este equipo consiste en un tanque conservador diseñado para que soporte una presión de vacío absoluto al nivel del mar y una presión interna de 105 kPa, durante 12 h sin sufrir deformaciones permanentes. Este tanque debe incluir adicionalmente a lo que el propio diseño requiere, lo siguiente:

- una válvula tipo globo de 50,8 mm bridada a la tubería utilizada para llenado, colocada en la

parte superior. La colocación debe prever que la entrada de la válvula quede en posición horizontal y se evite la entrada del agua,

- una válvula tipo globo de 50,8 mm bridada a la tubería utilizada para el vaciado del tanque

conservador, colocada en la parte inferior del mismo, - un tubo de conexión entre el tanque principal y el tanque conservador para acoplar el

relevador “Buchholtz”. Este tubo debe tener una pendiente que satisfaga el correcto funcionamiento del relevador “Buchholtz”,

- un indicador magnético de nivel de aceite, - un registro en cada extremo que permita la limpieza e inspección del interior del tanque

conservador.

b) Preservación del aceite.

Para evitar el contacto del aceite con la atmósfera, se debe suministrar el siguiente sistema de preservación: - bolsa de material elastomérico, incluyendo sus accesorios dentro del tanque conservador. El

material de la bolsa debe soportar las condiciones de operación (temperatura, contacto con el aceite, entre otros); durante la vida útil del transformador,

- un sistema deshidratador a base de sílica gel autoregenerable con indicador de color

dependiendo de la humedad presente. El fabricante debe seleccionar el tipo de este equipo de manera que el sistema requiera el mínimo mantenimiento. Debe proporcionar en la propuesta y en los planos, detalles del tipo, marca, características funcionales y constructivas.

4.20.3 Relevador “Buchholtz” (relevador de acumulación de gases) El fabricante debe seleccionar e instalar un relevador accionado por gases y aceite, que opere por acumulación de gases, por nivel bajo de aceite y por una perturbación repentina de aceite (flujo súbito). El fabricante debe verificar el correcto funcionamiento de este relevador y ser atestiguado por la CFE durante la inspección. Debe instalarse colocando válvulas bridadas a la tubería en ambos extremos (lado tanque principal y lado tanque conservador).



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Debe colocarse una tubería que permita purgar el aire o gas atrapado en las torretas utilizados para boquillas. La tubería debe ser colocada de manera que salga directamente de las torretas hacia la tubería que sale del tanque principal al tanque conservador. Toda esta tubería debe ser bridada. La tubería debe estar instalada de tal forma, que todos los gases que se produzcan en cualquier parte del tanque principal pasen por el relevador “Buchholtz”. El fabricante debe diseñar las tuberías de conexión al relevador “Buchholtz”, de tal manera que aseguren la operación correcta del relevador. Esto es, que no se produzcan operaciones erróneas y opere cuando exista una condición real de falla. 4.20.4 Aceite aislante El aceite utilizado para pruebas o cuando sea parte del suministro del transformador debe ser nuevo y cumplir con la norma NMX-J-123-ANCE. 4.20.5 Sistema de enfriamiento Con el fin de facilitar su descripción se incluyen las siguientes definiciones y generalidades.

a) Radiador.

Es un conjunto de celdas, tubos, obleas o aletas, colocados en una o varias filas, unidas a un mismo cabezal inferior y otro superior, los cuales tienen válvulas a la entrada y a la salida, con el fin de que puedan montarse y desmontarse a un cabezal o al tanque del transformador sin necesidad de extraer el aceite del tanque principal. En las Características Particulares se debe indicar el requerimiento de radiadores de acero galvanizado para zonas de alta corrosión.

b) La unidad de enfriamiento está compuesta de bancos de radiadores y sus respectivos ventiladores.

El proveedor debe indicar en su propuesta el número de radiadores que tiene el transformador, la cantidad de ventiladores por paso e indicar la disminución de la capacidad al perder un ventilador y al perder un radiador.

4.20.5.1 Sistema de enfriamiento ONAN/ONAF y ONAN/ONAF/ONAF (autoenfriado-enfriado con aire

forzado y autoenfriado-con dos pasos de enfriamiento de aire forzado) Estos sistemas deben cumplir con lo especificado en la norma NMX-J-284-ANCE así como con lo siguiente:

a) El transformador debe contar con un número suficiente de radiadores, detectores de temperatura, sistemas de control y protección, con el objeto de que no exceda las temperaturas máximas permisibles señaladas en esta especificación.

b) Los radiadores deben ser desmontables por medio de bridas.

c) Los motores de los ventiladores deben ser trifásicos y cumplir con lo siguiente como mínimo:

- sistema de rodamiento para servicio pesado, - el motor debe ser a prueba de agua - todas sus partes internas, incluyendo el rotor y piezas pequeñas deben estar protegidas

contra la corrosión,



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- las conexiones eléctricas del moto ventilador deben ser protegidas contra la humedad y corrosión,

- el motor debe ser diseñado para ser utilizado en cualquier posición, - servicio intemperie, - frecuencia 60 Hz, - clase de aislamiento tipo F, o superior, - el motor debe tener agujeros que permitan drenar la condensación interna, - debe contar con dispositivos de protección contra corto circuito y contra sobrecargas.

d) Los ventiladores deben:

- contar con aspas para servicio pesado de una pieza de fundición de aluminio, diseñados

para una alta eficiencia y bajo nivel de ruido, - contar con una rejilla protectora frontal y trasera para prevenir la entrada de objetos mayores

a 12,5 mm de diámetro hacia las aspas, - ser balanceados como unidad completa, - el montaje de los moto ventiladores sobre los radiadores debe ser tal que evite con el

tiempo la corrosión y daños sobres las obleas por vibración.

e) El control de los pasos de enfriamiento debe hacerse con base en la temperatura, esto es, por un termómetro de imagen térmica de devanados que considere los efectos de la temperatura del líquido aislante y de la corriente de carga en el transformador.

f) El gabinete de control del transformador debe incluir lo siguiente:

interruptor termomagnético por motor, - interruptor térmico por grupo o paso de enfriamiento, - arrancadores magnéticos directos a la línea, para arranque y paro de grupo o paso de

enfriamiento, - interruptor termomagnético general, - un dispositivo selector para operación manual/automático, esto es, para operación

automática por medio de los dipositivos térmicos y para operar manualmente los ventiladores, independientemente de los dispositivos térmicos,

- resistencia calefactora con termostato, - lámpara de alumbrado con su apagador correspondiente, - incluir un relevador de pérdida de fase o baja tensión para protección de los

motoventiladores,



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- el diseño debe considerar el espacio suficiente para permitir el uso de herramientas durante sus actividades de instalación y mantenimiento.

g) Cada radiador debe contar con medios para el izaje y con drenes en ambos cabezales.

h) Todos los radiadores de un mismo lote de transformadores deben ser intercambiables.

i) Los radiadores deben contar con espacio para poder instalar o desmontar los ventiladores, estando

el transformador en operación. 4.20.6 Cambiador de derivaciones Para efectos de esta especificación se consideran los siguientes tipos de cambiadores de derivaciones:

a) Cambiador de derivaciones con transformador desenergizado.

b) Cambiador de derivaciones bajo carga.

- en alta tensión, - en baja tensión.

4.20.6.1 Cambiador de derivaciones con transformador desenergizado El cambiador de derivaciones con transformador desenergizado en el devanado de alta tensión debe estar provisto con 4 derivaciones de 2,5 % de la tensión nominal mediante un cambiador de cinco posiciones, con las características siguientes:

a) En todas las derivaciones el transformador debe ser capaz de operar a la capacidad nominal.

b) La ubicación de las derivaciones es (una arriba y tres abajo de la posición nominal).

Este cambiador de derivaciones debe poder ser operado mediante un volante con un diámetro entre 25 cm a 35 cm, colocado sobre la cubierta del tanque. Localizado en un lugar accesible para su operación, cumpliendo con la norma NMX-J-284-ANCE y la norma IEC 60214-1. El diseño del cambiador de derivaciones debe ser tal que permita su colocación en la parte superior de los devanados de tal forma que para efectuar inspecciones visuales, no sea necesario bajar el nivel del aceite a tal grado que se tengan que descubrir los devanados o núcleo. El mecanismo debe ser simple y confiable, evitando el desajuste de la flecha de transmisión del movimiento. El fabricante debe proporcionar en la propuesta el número mínimo de operaciones sin requerir mantenimiento, la frecuencia del mantenimiento y las acciones de mantenimiento requeridas, así como el costo de refacciones y horas hombre requeridas para llevarlas a cabo. El diseño de este mecanismo debe ser indicado en los planos del transformador y aprobados por el área usuaria de la CFE. Debe indicarse en los planos las tolerancias para la alineación de las flechas de mando.



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El mecanismo externo para efectuar el cambio de derivación debe contar con:

- indicador de posición de la derivación, - el mecanismo debe ser confiable y operar de tal manera que no permita posiciones

intermedias o incorrectas de los contactos, debe garantizar la sincronía de la posición de los contactos con el indicador externo,

- el mecanismo no debe permitir el giro más allá de la última posición o antes de la primera

posición, - un sello hermético entre la barra del mecanismo que atraviesa el tanque, - pruebas de prototipo, que garanticen la confiabilidad del mismo. El reporte de pruebas de

este cambiador debe ser entregado por el proveedor del transformador, durante las pruebas de aceptación del transformador,

- volante con un aditamento que permita ser asegurado con una cerradura o candado. Debe

estar protegido para soportar el intemperismo durante la vida útil del transformador. 4.20.6.2 Cambiador de derivaciones para operación bajo carga 4.20.6.2.1 Condiciones de servicio y requerimientos de operación

a) Contar en baja tensión con 32 pasos (0,625 % por paso); o en alta tensión con 20 pasos (1 % por paso) o 32 pasos (0,625 % por paso) según se indique en las Características Particulares.

b) El intervalo de regulación es de ± 10 % de la tensión nominal para ambos casos.

c) Debe soportar las corrientes de corto circuito a través de sus contactos, cuando se presenten en

terminales del transformador.

d) La tensión de aguante al impulso por rayo normalizado debe ser igual al establecido para el transformador de acuerdo con esta especificación.

e) Con el propósito de igualar las presiones entre los tanques del transformador y del cambiador

durante el proceso de mantenimiento, debe incluirse una tubería para la interconexión entre el tanque del transformador y el del cambiador de derivaciones. El diámetro de esta tubería debe ser no menor a 51 mm. La tubería debe conectarse a los tanques mediante bridas y contar en ambos extremos con válvulas con sello hermético.

f) El cambiador de derivaciones bajo carga debe contar con un indicador digital de posición para uso

remoto. El fabricante del transformador debe suministrar lo necesario para que el indicador digital remoto refleje la posición real del cambiador.

La numeración de posiciones debe ser 1 a 21 para cambiador de 20 pasos siendo las posiciones de tensión nominal la 11a, 11 y 11b; para cambiador de 32 pasos de 1 a 33, siendo las posiciones de tensión nominal la 17a, 17 y 17b. La posición de máximas espiras del devanado, debe ser la posición 1 del cambiador de derivaciones.



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4.20.6.2.2 Requerimientos para el cambiador de derivaciones bajo carga El cambiador de derivaciones debe cumplir con los requerimientos establecidos en la norma IEC 60214-1. 4.20.6.2.3 Requerimientos para el mecanismo de accionamiento a motor para el cambiador de derivaciones

bajo carga El mecanismo de accionamiento a motor debe cumplir con los requerimientos establecidos en la norma IEC 60214-1.

a) Pruebas de prototipo.

b) Pruebas de rutina.

c) Placa de datos. El reporte de pruebas de prototipo del cambiador debe ser revisado y aprobado por el fabricante del transformador y entregado junto con los planos para aprobación de CFE. El reporte de pruebas de rutina del cambiador de derivaciones debe ser incluido con el reporte de las pruebas finales del transformador. 4.20.6.2.4 Requerimientos de desempeño

a) El cambiador debe tener una vida útil igual a la garantizada para el transformador, siguiendo la recomendaciones del fabricante establecidas en los manuales de operación y mantenimiento El cambiador debe ser capaz de llevar a cabo cuando menos 10 000 operaciones por año.

b) La vida mecanica del cambiador debe ser de por lo menos de 500,000 operaciones.

c) Tiempo promedio entre mantenimientos debe ser de cinco años de operación o las 50 000

operaciones (lo que ocurra primero).

d) Debe incluir todas las protecciones necesarias para garantizar la seguridad en su operación. Por ejemplo, indicador de nivel de aceite, presión súbita, válvula de sobrepresión, monitoreo de botellas de vacío, contacto de disparo por mecanismo trabado, contacto para la señalización de cambiador en marcha y paso incompleto.

e) El tiempo para mantenimiento programado debe ser no mayor a cinco horas, tomando en cuenta

que se dispone en sitio de las refacciones. 4.20.6.2.5 Requerimientos para el control del cambiador bajo carga

a) Gabinete de control exclusivo para cambiadores, conteniendo el mecanismo a motor y los circuitos de control, seguridad, señalización y tele indicación de posiciones, conmutadores para los circuitos de control.

El control en todos los cambiadores de derivaciones para operación bajo carga, debe incluir además del control local, lo necesario para la operación remota desde el tablero de control de la subestación.

b) El control debe reunir el requisito de exactitud clase 1.



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c) Entrada de tensión:

- debe tener incluido transductor para el indicador de posición remoto, alambrado a tablillas, así como el control,

- el control debe contener sensor de tensión, compensador resistivo y reactivo por caídas en

la línea, entrada para operación de transformadores en paralelo, temporizador y salidas para controlar la operación del motor (subir, bajar),

- la unidad debe sensar y ser alimentada por 120 V c. a. nominal con una carga (Burden) no

mayor a 5 VA, en cualquier condición de operación normal, - el punto de ajuste de la tensión debe realizarse en una graduación calibrada, en un intervalo

que va de 105 V c.a. hasta 135 V c. a., - la escala debe estar dentro del intervalo de exactitud de 1 V en todos los puntos. (Centro de

la banda), - el archivo de banda total debe ser ajustable desde 1 V hasta 6 V, mediante graduación

calibrada.

d) Tiempo de respuesta:

- un cambio de paso aplicando una tensión de 0,75 V c. a. de fuera hacia dentro en la banda debe cancelar cualquier salida (subir o bajar) en un tiempo no mayor de 200 ms,

- indicación de límites de banda, - debe ser indicado por dispositivos claramente visibles de frente al panel, siendo del tipo que

no requiera su reemplazo regular, como pueden ser los diodos emisores de luz “led”, indicadores subir-bajar.

e) Estabilidad:

- los errores debidos a la frecuencia, mayores de ± 0,25 Hz y temperatura de - 50 °C

a + 80 °C, no deben agregar más que + 1 V a - 2 V al compensar caídas en la línea en el elemento resistivo y reactivo a media escala.

f) Temporizado:

- este debe ser ajustable desde 0 s hasta 120 s, por medio de una graduación calibrada.

g) Salidas:

- debe ser capaz de conducir el arranque de un motor entre 208 V c.a. a 240 V c.a. tipo

reversible (NEMA tamaño 1).

h) Entradas de corriente:

- el valor a plena escala de la carga y entradas de corriente circulante debe ser 0,2 A. La carga (Burden) de cada entrada no debe ser mayor a 0,05 VA,

- la corrección resistiva debe sumarse en fase con la tensión de entrada con una exactitud de

± 5 %.



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La corrección reactiva debe ser a ± 90 ° seleccionada por un interruptor con una exactitud de ± 5 % cada corrección debe ser ajustable desde 0 V hasta 24 V c.a., mediante graduación calibrada, no debe haber interacción entre los ajustes R y X, cada circuito debe resistir 0,4 A continuos y 4,0 A durante 2 s, sin sufrir daños.

i) Protección transitoria:

La entrada de tensión debe resistir: - 240 V c.a. rmc, 120 hasta 400 Hz durante 7 200 ciclos (120 s), - 480 V c.a. rmc, 60 Hz, durante 1 ciclo, - impulso de cresta 5 000 V 10/50 μs, - dieléctrico: 1 500 V c.a. de todas las terminales al panel, sin sufrir daños. - además, la capacidad de resistencia (SWC), de la unidad debe ser probada al 100 %, de

acuerdo con la norma IEC 60214-1. La prueba debe hacerse con un ancho de banda 2 V, con la tensión en el centro de la banda y el temporizador en cero,

- no se deben obtener salidas (subir ni bajar) ni daño alguno, - la prueba debe tener las siguientes conexiones:

. todas las terminales al panel, . la terminal de tierra TC-TP todas las demás.

j) Esta prueba puede aplicarse mediante el uso de un transformador regulado con un variac, una

inductancia y un capacitor resonando a 1,25 MHz. La tensión de prueba se controla con un voltímetro de esferas. La tensión de prueba se acopla al punto de prueba a través de un capacitor de 0,1 μF.

4.20.7 Boquillas Todos los extremos de los devanados deben llevarse al exterior a través de boquillas montadas en la cubierta o en las paredes del tanque. Las boquillas deben cumplir con niveles de aislamiento indicados en la tabla 2 y cumplir con las pruebas indicadas en la norma IEC 60137. Deben ser adecuadas para servicio intemperie y estar dotadas de conectores apropiados. Las boquillas de un mismo lote de transformadores de características similares deben ser completamente intercambiables y del mismo color. El fabricante del transformador debe requerir del fabricante de boquillas el reporte de todas las pruebas de rutina, así como también la evidencia de pruebas de prototipo en boquillas 100 % similares, por medio de certificados de prueba. Los materiales utilizados en la construcción de las boquillas, expuestos a la intemperie deben ser seleccionados para soportar las condiciones ambientales sin sufrir daños o envejecimiento. Debe evitarse la incompatibilidad de materiales por pares galvánicos (corrosión galvánica). 4.20.7.1 Boquillas de alta tensión

a) Deben tener un depósito sellado con indicador de nivel de aceite. Adicionalmente la boquilla debe contar con medios para el llenado y drenado de aceite.



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b) Las bridas deben ser cementadas a la porcelana.

c) Deben ser del tipo condensador.

d) Las boquillas de alta tensión de porcelana deben ser de una sola pieza.

e) El perno, borne o terminal de las boquillas, expuesto al exterior debe suministrarse con superficies de contacto plateadas.

f) Deben suministrarse los conectores terminales bimetálicos para conexión con cables de aluminio o

cobre aéreos o barras a la boquilla, el fabricante debe proporcionar una lista e indicar en planos el tipo de tuercas, tornillos, seguros y el par de apriete que garantice una conexión confiable, de tal manera que elimine la posibilidad de puntos calientes que deterioren el aislamiento de las boquillas.

No se deben aprobar los planos o los manuales si no incluyen esta lista.

g) Todas las boquillas para tensiones de 69 kV y mayores deben contar con una derivación capacitiva

accesible para pruebas.

h) Si la boquilla requiere de un conector o dispositivo necesario para medir el factor de potencia y/o la capacitancia de la boquilla durante pruebas de campo, este debe estar considerado en el alcance del suministro.

i) Deben ser intercambiables entre sí y con otros transformadores de idénticas características.

j) Las boquillas de alta tensión pueden ser del tipo de cable pasado, esto debe ser indicado

claramente en los planos y en la propuesta.

k) El aislamiento interno debe ser de papel impregnado en aceite. 4.20.7.2 Boquillas de baja tensión y neutros

a) Deben ser de una sola pieza de porcelana.

b) Las superficies de contacto de las terminales de conexión expuestas al exterior deben ser plateadas.

c) Deben suministrarse conectores terminales bimetálicos para conexión con cables de aluminio o

cobre aéreos o barras a la boquilla, el fabricante debe proporcionar e indicar en planos el tipo de tuercas, tornillos, seguros y el par de apriete que garantice una conexión confiable de tal manera que elimine la posibilidad de puntos calientes que deterioren el aislamiento de las boquillas. El fabricante debe incluir la información anterior en una lista de verificación, donde se indiquen posición, tipo y material de tornillos, tipo de seguros y par de apriete. No se aprobarán los planos o los manuales si no incluyen esta lista.

d) Deben ser intercambiables entre sí y con otros transformadores de idénticas características del

mismo lote.

e) Las boquillas para 34,5 kV deben ser tipo capacitivo.

f) El fabricante debe colocar en la parte superior del tanque principal, adyacente a la boquilla del neutro, un conector que permita la conexión del neutro a tierra. Debe prever la colocación de abrazaderas a lo largo de la pared del tanque que permitan soportar y fijar el cable de tierra desde la base del tanque hasta el conector colocado en la parte superior.



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4.20.7.3 Boquillas de uso especial Para condiciones ambientales de operación con alta contaminación y a requerimiento de CFE, el transformador se puede suministrar con boquillas de alta tensión poliméricas. El material de la envolvente debe ser hule silicón. En caso de que el usuario de CFE lo requiera se debe indicar en Características Particulares. Estas boquillas deben cumplir con los niveles de aislamiento señalados en la tabla 2, las pruebas señaladas en IEC 60137 y las siguientes pruebas:

- envejecimiento acelerado, - prueba de penetración, - difusión de agua.

4.20.8 Transformadores de corriente El número, ubicación, relación y clase de exactitud de los transformadores de corriente que se requieran se indica en las Características Particulares. Estos transformadores deben cumplir con la norma IEC 60044-1 y con lo siguiente:

a) Todas las terminales de los secundarios de los transformadores de corriente, deben colocarse en una caja independiente, localizada sobre un costado del transformador, cerca de la cubierta del tanque y alambrarse hasta las tablillas terminales localizadas en el gabinete de control. Los conductores de los transformadores de corriente al pasamuros no deben tener empalmes, las terminales deben ser de tipo zapata (ojo, anillo) de tamaño adecuado al calibre del conductor.

b) Se deben proveer tablillas apropiadas para poner en corto circuito los secundarios de los

transformadores de corriente en el gabinete de control; no se aceptan interruptor de navaja.

c) El aislamiento de los conductores que van de los transformadores de corriente a los pasamuros debe ser altamente resistente al aceite, antiflama y para 105 °C.

d) La clase de exactitud para protección y medición debe ser de acuerdo a lo indicado en la tabla 6,

características de los transformadores de corriente.

e) La polaridad de los transformadores de corriente debe marcarse en los dibujos del diagrama de alambrado.

f) En cada una de las boquillas de media tensión X1, X2 y X3 instalar un TC para medición, con

relación de transformación de acuerdo a la corriente nominal (ln) del banco.

TABLA 6 - Características de los transformadores de corriente

Tensión Relación Clase para medición y protección

34,5 kV o menor

600:5 1 200:5 2 000:5

0,2 (30 VA) 0,2 (30 VA) 0,2 (30 VA)

69 kV 600:5 0,2 (30 VA)



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4.20.9 Gabinete de control Los gabinetes deben ser servicio intemperie tipo 4, de acuerdo a la norma NMX-J-235/1-ANCE, están diseñados para operar en un intervalo – 10 °C a + 55 °C, tanto interna como externamente; estar protegido con un recubrimiento anticorrosivo que cumpla o exceda con lo indicado en la especificación CFE D8500-02 y estar ubicados convenientemente enfrente de lado de baja tensión (segmento 1) y satisfacer las características siguientes:

a) Puerta con bisagras y provista de empaque y conectada a tierra por medio de una trenza flexible de cobre.

b) Previsión para tubos conduit por la parte inferior para la llegada del cableado externo de la CFE.

c) Manija con chapa a prueba de intemperie, garantizada por la vida del transformador.

d) Este gabinete debe alojar lo siguiente:

- tablillas terminales de control, fuerza y para terminales de transformadores de corriente, - tablillas de control, Estas tablillas deben ser para 600 V, 30 A y debe proveerse un 20 % de terminales en

reserva para uso de la CFE, - tablillas de fuerza: - deben ser para 600 V, de la capacidad necesaria, - tablillas de transformadores de corriente: Deben ser de 600 V, 30 A, especialmente

diseñadas y construidas para cortocircuitar las terminales. Lo cual debe ser indicado en los planos y aprobado por la Gerencia de Distribución,

- todas las tablillas deben cumplir con la especificación CFE 54000-48.

e) Alambrado.

Todo el alambrado de alarmas, control y fuerza debe conectarse a las tablillas terminales antes mencionadas. Cada cable en particular debe traer su propia identificación.

f) Alimentación, control y protección del sistema de enfriamiento.

g) Resistencia calefactora y un termostato cuya alimentación debe ser de 120 V c. a. o 220 V c. a.

La potencia de la resistencia calefactora debe ser la adecuada de acuerdo al tamaño del gabinete de control. El termostato debe poder ajustarse desde 0 °C hasta 50 °C. La resistencia debe estar protegida con rejillas metálicas y con un interruptor termomagnético de capacidad adecuada y localizada en la parte inferior del gabinete.

h) Placa de diagrama de conexiones.

Una placa metálica que contenga el diagrama de conexiones, para identificación de terminales y equipos.

i) Barra de cobre para conexión a tierra, incluyendo al menos conectores en sus extremos para

recibir cable con una sección transversal de 67,43 mm2 a 107,2 mm2, con dimensiones de 6 mm x 25 mm a lo largo del tablero.



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4.20.10 Indicador de nivel de aceite Un indicador magnético del nivel de aceite,que cumpla con lo establecido en la norma NMX-J-284-ANCE. Adicionalmente debe contar con un juego de contactos de alarma por bajo nivel de aceite. La capacidad interruptiva de estos debe ser como mínimo de 25 VA inductivos con una constante de tiempo ( R/L) de 40 ms a 125 V c.d. El diámetro de la carátula no debe ser menor a 140 mm y debe tener marcas de 25 °C (nivel normal, bajo y alto). La varilla que contiene el flotador del indicador no debe de ser obstruida por la tener una barrera que lo proteja para evitar que este se atore en la bolsa de material elastomérico, con el objetivo de evitar indicación incorrecta del nivel de aceite. 4.20.11 Termómetro indicador de aceite Un termómetro indicador de aceite tipo carátula que cumpla con lo establecido en la norma NMX-J-284-ANCE. Debe contar con 2 contactos, la capacidad interruptiva de estos debe ser como minimo de 25 VA inductivos con una constante de tiempo ( R/L) de 40 ms a 125 V.c.d. ajustables a diferentes temperaturas. 4.20.12 Válvulas de drenaje, muestreo, filtro y vacío Un juego de válvulas que cumpla con lo siguiente:

a) La válvula de drenaje debe ser de 50,8 mm y estar localizada en la parte más baja del tanque. La válvula de muestreo debe localizarse en el tapón de la válvula de drenaje.

b) El tapón de la válvula de drenaje debe ser del mismo material que la válvula.

c) La válvula superior de filtrado y de acceso para vacío debe ser de 50,8 mm.

4.20.13 Aditamentos de maniobras Deben suministrarse los aditamentos de maniobras que deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-284-ANCE en su punto 6.3. 4.20.14 Placa de conexión a tierra del tanque del transformador El tanque del transformador debe contar con dos placas de conexión a tierra de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-J-284-ANCE en su punto 6.4.3. 4.20.15 Indicador de temperatura de devanados Debe suministrarse un indicador de temperatura de los devanados para cualquiera de los tipos de enfriamiento forzado. Este indicador de temperatura de los devanados o de imagen térmica, debe incluir un termo pozo que aloje una resistencia por la cual circula una corriente secundaria y un transformador de corriente, con objeto de obtener una indicación de la temperatura de los devanados. Entre el transformador de corriente y la resistencia calefactora debe intercalarse un dispositivo de ajuste alojado en el gabinete de control. Este debe ser claramente indicado en la propuesta y aprobado por el área usuaria, además de ser indicado en los planos entregados para aprobación. Los termopozos deben ser de una sola pieza y soportar el vacío al cual debe ser sometido el tanque del transformador. Este indicador debe suministrarse con cuatro (4) contactos para 0,25 A, a 125 V c.d.



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4.20.16 Bases para apartarrayos El fabricante debe proporcionar las bases necesarias para el montaje de apartarrayos en el lado de alta tensión, estas bases deben estar colocadas en posición adyacente a las boquillas, a menos que se indique otra cosa en las Características Particulares. No se aceptan bases montadas sobre radiadores. 4.20.17 Alambrados de control y fuerza El alambrado de control entre los diversos aparatos y la caja de conexiones del transformador debe ser hecho por el proveedor atendiendo a los siguientes requisitos:

a) El alambrado de llegada debe ser a un mismo lado de la tablilla terminal. Cualquier conexión común que se requiera por el proveedor debe ser hecha en este mismo lado dejando libre el otro para el alambrado de la CFE.

b) El arreglo del alambrado debe ser tal que los aparatos e instrumentos puedan ser removidos sin

causar problemas en el alambrado.

c) La ruta del cableado debe ser ordenada y no obstaculizar la apertura de puertas, cubiertas, revisión de equipos, acceso a terminales, aparatos e instrumentos y el alambrado en el campo.

d) El alambrado debe agruparse en paquetes y asegurarse con lazos no inflamables y no metálicos.

e) El alambrado debe ser instalado, conectado y probado por el proveedor antes del embarque.

f) El cable utilizado en el alambrado debe soportar las pruebas indicadas en la norma

NMX-J-438-ANCE.

g) El cable utilizado para la conexión final a los diversos aparatos e instrumentos, debe contar con protección contra las condiciones de intemperie.

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

a) Conductores.

- debe utilizarse cable tipo flexible para 600 V y 105 °C resistentes al aceite, de tipo MTW antiflama,

- los cables que pasen a puertas embisagradas deben ser del tipo extraflexible, adecuado

para esta aplicación, - la sección transversal de los conductores utilizados debe ser la adecuado para la carga del

circuito pero en ningún caso menor que 3,3 mm² (19 hilos), - no debe efectuarse ningún empalme del cable en el gabinete de control o en las tuberías

conduit, - cada cable debe ser identificado con su número en los extremos por medio de un manguito

de plástico u otra identificación permanente similar, - no se acepta ningún cable expuesto a la intemperie.



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b) Tubos conduit.

Toda la tubería conduit, “condulets”, conectores y demás accesorios que se utilicen para contener los cables de control y fuerza de los sistemas de enfriamiento, alarma, transformadores de corriente, relevador “Buchholtz”, relevador de sobrepresión y de imagen térmica, entre otros, deben ser para servicio intemperie. No se acepta la utilización de los refuerzos del tanque para conducción de cables ya que estos deben estar alojados únicamente en tubería conduit. Los ductos de tubería conduit deben suministrarse de acuerdo a lo establecido en las normas NMX-B-208-ANCE; NMX-B-211-ANCE y NMX-J-534-ANCE. El arreglo debe ser indicado claramente en planos.

- el diámetro mínimo de los conduits debe ser de 25,4 mm, - los tubos conduits que entren a cubiertas y cajas de terminales deben ser roscados, con

contratuerca y monitor.

La conexión a cajas de conexiones de motores, termómetros, “Buchholz” y cualquier accesorio debe hacerse por medio del tubo conduit flexible con cubierta protectora de polietileno. La conexión eléctrica a ventiladores debe efectuarse a a través de clavijas, deben ser indicadas en los planos. Este tubo debe contar con medios de sujeción (abrazaderas) a las paredes del tanque que permitan su fijación.

c) Terminales.

- las terminales de los conductores deben ser tipo zapata cerrada (ojo o anillo) y sujetarse a

las tablillas terminales por medio de tornillos, - no se aceptan zapatas abiertas, ni tipo espada, ni las que no correspondan a la sección

transversal del conductor, - no se permiten más de dos terminales de alambrado interno por tornillo, - las terminales deben ser agrupadas en secciones independientes correspondientes a

circuitos de fuerza, control y medición, y de señalización. 4.20.18 Detectores de temperatura Cada transformador debe equiparse con un segundo elemento detector de temperatura de aceite y otro de devanado. Los elementos deben montarse en termopozos apropiados al tipo utilizado, con sensores electrónicos integrados que entreguen señales de 4 mA - 20 mA o 0 mA - 1 mA para conectarse a sistemas de control y monitoreo, y este valor debe indicarse en las Características Particulares. 4.21 Servicios Complementarios, Opcionales La CFE puede solicitar la cotización de los siguientes servicios complementarios:

a) Supervisión durante el montaje y puesta en servicio.

b) Montaje.

c) Puesta en servicio.

d) Promedio anual de mantenimiento considerando un contrato de 10 años.



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e) Promedio anual de refacciones requeridas considerando un contrato por los próximos 10 años. Estos servicios se deben cotizar por separado y deben formar parte del costo total para evaluación. 4.22 Evaluación Las propuestas presentadas por los licitantes son evaluadas con la fórmula establecida en la especificación CFE K0000-20. 4.23 Criterios y Tolerancias para la Aceptación 4.23.1 Criterio para la aceptación Se aceptan todos los transformadores y autotransformadores de potencia que cumplan con ésta especificación, y que hayan pasado satisfactoriamente todas las pruebas indicadas, y los valores de garantía estén dentro de lo establecido en esta especificación. 4.23.2 Criterio y tolerancia para aceptación con penalización El transformador que cumpla con la presente especificación, que haya pasado todas las pruebas indicadas en esta especificación, pero que se haya excedido en alguno de los valores garantizados de pérdidas y estén dentro de las tolerancias que enseguida se indican, pude ser aceptado sujeto a penalización. 4.23.2.1 Tolerancia en las pérdidas

a) En vacío máximo hasta un 10 % arriba del valor garantizado.

b) Con carga máxima hasta un 10 % arriba del valor garantizado.

c) De enfriamiento hasta 1 kW por arriba del valor garantizado. CFE puede aceptar los transformadores que excedan el 10 % de tolerancia en las pérdidas en vacío y con carga, así como los que excedan 1 kW por arriba del valor garantizado en el consumo del sistema de enfriamiento, siempre y cuando estén por abajo de los valores máximos permisibles de pérdidas indicados en la tabla 4, y el proveedor acepte pagar la penalización establecida. En ningún caso los valores de perdidas, deben exceder los valores máximos permisibles de pérdidas indicados en la tabla 4. El exceder dichos valores, implica el rechazo de los transformadores. 4.23.2.2 Penalización por incumplimiento en pérdidas Si durante la prueba de cada transformador se obtienen valores de pérdidas que excedan a los garantizados por el proveedor en su propuesta, sin exceder los valores máximos permisibles de pérdidas indicados en la tabla 4, se debe aplicar una penalización de acuerdo a lo indicado a continuación:

a) Por pérdidas en vacío.

- 2 kV Hasta 3 % arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo permisible indicado en la tabla 4,

- 3 kV Después del 3 % y hasta el 5 % arriba del valor garantizado, sin exceder el valor

máximo permisible indicado en la tabla 4,



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- 6 kV Después del 5 % y hasta el 10 % arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo permisible indicado en la tabla 4,

- 10 kV Después del 10 % por arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo

permisible indicado en la tabla 4.

b) Por pérdidas con carga.

- 2 Kc Hasta 3 % arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo permisible indicado en la tabla 4,

- 3 Kc Después del 3 % y hasta el 5 % arriba del valor garantizado, sin exceder el valor

máximo permisible indicado en la tabla 4, - 6 Kc Después del 5 % y hasta el 10 % arriba del valor garantizado, sin exceder el

valor máximo permisible indicado en la tabla 4, - 10 Kc Después del 10 % por arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo

permisible indicado en la tabla 4.

c) Por consumo del sistema de enfriamiento.

- 6 Ke hasta 1 kW arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo permisible indicado en la tabla 4,

- 10 Ke Después de 1 kW por arriba del valor garantizado, sin exceder el valor máximo

permisible indicado en la tabla 4. Siendo:

Kv = factor de evaluación de pérdidas en vacío. Kc = factor de evaluación de pérdidas debidas a la carga. Ke = factor de evaluación por consumo del sistema de enfriamiento.

NOTAS:

1) Los multiplicadores 2, 3 , 6 y 10 deben aplicarse a los factores Kv, Kc y Ke, exclusivamente a la porción de watts en

exceso sobre los valores garantizados por el proveedor, según lo indicado en los incisos anteriores. 2) Los valores de los factores de evaluación de pérdidas Kv, Kc y Ke, en $/kW, son los vigentes emitidos por la

Gerencia de LAPEM, al momento de la presentación de la propuesta técnica del transformador. 3) El factor de ajuste de la penalización debe realizarse de acuerdo a lo indicado en la especificación

CFE K0000-20. Cuando los valores de perdidas producto de dichas tolerancias excedan los valores limites máximos permisibles de la tabla 4, el transformador debe ser rechazado. 4.23.3 Valores de garantía Son todos los valores establecidos por el proveedor en el Apéndice D. No se compensará al proveedor por cualquier mejora lograda sobre los valores garantizados.



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4.23.4 Criterio de rechazo El valor medido de impedancia debe cumplir con los valores establecidos en este documento y estar dentro de la tolerancia establecida en la norma NMX-J-284-ANCE. Es motivo de rechazo el no cumplimiento de cualquiera de los requisitos y valores de garantía con las tolerancias establecidas en esta especificación, y confirmadas por el proveedor en el Apéndice D, para cada partida. 5 CONDICIONES DE OPERACIÓN 5.1 Frecuencia El transformador debe estar diseñado para operar a 60 Hz. 5.2 Niveles de Contaminación En la tabla 5, se establecen los niveles de contaminación y las correspondientes distancias de fuga mínimas requeridas para el aislamiento externo. Alguno de estos niveles es seleccionado dependiendo de las condiciones del sitio de instalación y es establecido en las Características Particulares.

TABLA 5 - Distancia de fuga y nivel de contaminación

Nivel de contaminación

Distancia de fuga

(mm/kV) (fase-fase)

Concentración mínima

de contaminantes (kg/m3)

(método de pruebaniebla salina)

Media 20 14

Alta 25 40 El proveedor debe indicar la frecuencia y acciones de mantenimiento necesarias para mantener el transformador operable y sin fallas al nivel de contaminación especificado y/o dar recomendaciones específicas (otras distancias de fuga y alternativas) que permitar garantizar la confiabilidad del transformador. 5.3 Requerimientos de Operación Bajo Condiciones de Corto Circuito Los transformadores de potencia, deben ser diseñados construidos y probados para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos producidos durante cortos circuitos externos para cualquier tipo de falla, de acuerdo con la norma NMX-J-284-ANCE. Se debe demostrar, para cada una de las unidades fabricadas u ofertadas, lo señalado en el párrafo anterior, mediante la entrega del reporte de pruebas de soporte al corto circuito, o el informe de similitud con respecto al prototipo probado, de acuerdo a lo señalado en el inciso 5.3.3 de esta especificación, emitidos por un laboratorio acreditado por la autoridad competente del país de origen con base a la norma ISO/IEC 17025. De existir varios transformadores de iguales características en un pedido puede un reporte amparar todos estos equipos, bajo el mismo proceso de fabricación.



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En caso de no haber realizado la prueba de corto circuito del prototipo se debe realizar satisfactoriamente dicha prueba, sin afectar los costos y tiempos de entrega. 5.3.1 Duración de la corriente de corto circuito El transformador, debe ser diseñado para soportar corrientes de corto circuito durante un tiempo de dos segundos, sin exceder en los conductores la temperatura de 250 °C, si son de cobre, o 200 °C si son de aluminio. Se debe considerar que la aplicación del corto circuito se presenta cuando el transformador está a plena carga, esto es a su elevación de temperatura máxima nominal. 5.3.2 Magnitud de la corriente de corto circuito Los transformadores de potencia a que se refiere esta especificación, deben ser diseñados, considerando que la corriente de corto circuito es limitada por la impedancia del sistema y la del propio transformador. El valor de la impedancia del sistema para propósitos de diseño del transformador es el indicado en la norma NMX-J-284-ANCE. La magnitud de la asimetría a considerar para evaluar la resistencia del transformador a esfuerzos mecánicos es la obtenida de calcular; la corriente máxima simétrica definida en el párrafo anterior y multiplicada por un factor de asimetría de 2,55. 5.3.3 Informe de pruebas de soporte al corto circuito o de similitud con respecto al prototipo probado Para cada una de las unidades suministradas el proveedor debe demostrar, mediante las verificaciones documentales y en fábrica indicadas en los incisos 5.3.3.1 a 5.3.3.6 de esta especificación, que sus transformadores están diseñados y fabricados para soportar y superar los siguientes modos de falla:

a) Pérdida de estabilidad radial por pandeo (radial buckling).

b) Pérdida de estabilidad axial (debida a fuerzas de compresión axial).

c) Torsión en devanados helicoidales bajo la acción de fuerzas radiales.

d) Deformación de conductores por la acción conjunta de fuerzas radiales y axiales.

e) Daños en la estructura del sistema de compresión debido a fuerzas axiales.

f) Pérdida de distancias dieléctricas en guías de conexión y salida. Describiendo, adicionalmente, como evita, minimiza y tiene bajo control el riesgo o probabilidad de ocurrencia de los modos de falla anteriormente descritos. 5.3.3.1 Reportes de prueba de soporte al corto circuito El reporte debe indicar claramente que se trata de un transformador fabricado conforme a esta especificación. 5.3.3.2 Reporte de similitud con respecto al prototipo probado Este reporte debe incluir los siguientes aspectos:

a) Operación y condiciones de servicio.

- subestación,



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- intervalo de tensiones en lado de alta (34,5 kV, -138 kV para subestaciones de distribución), - intervalo de tensiones en lado de baja (13,8 kV, - 34,5 kV para subestaciones de

distribución), - cambiador de derivaciones desenergizado o bajo carga en alta tensión, - cambiador de derivaciones bajo carga en baja tensión.

b) Diseño conceptual.

- tipo de núcleo y de devanados, - arreglo de devanados y secuencia geométrica, - tipo, material, especificaciones y características de los conductores de los devanados, - tipo de devanados principales.

c) Potencia de corto circuito.

La potencia absorbida durante el corto circuito (potencia nominal en ONAN / impedancia en P.U.) de las unidades no probadas debe estar entre el 30 % y el 130 % respecto a la potencia absorbida, durante la prueba, por el prototipo.

d) Fuerzas axiales durante el corto circuito menores al 110 % de los de la unidad probada.

Esfuerzos relativos (esfuerzo real entre esfuerzo máximo de diseño) en los devanados durante el corto circuito:

- menores a 0,5 (factor de seguridad mayor a 2) tanto en el prototipo como en el suministro o, - menores al 110 % de los de la unidad probada.

e) Mismos procesos y planta de manufactura.

f) Mismo sistema de compresión axial y de soporte mecánico de los devanados.

g) Otros procesos y/o elementos que afecten la integridad mecánica del transformador durante

esfuerzos de corto circuito. 5.3.3.3 Demostración de los resultados de cálculos de diseño

a) Datos iniciales para cálculos de diseño.

- datos iniciales, - cálculos de campo electromagnético, - características de devanados y aislamientos, - características mecánicas de devanados, - características del sistema de compresión.



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b) Resultados del cálculo.

- resistencia de los conductores a la deformación: indicar márgenes de seguridad para cada modo específico de falla,

- acción de fuerzas radiales: indicar resistencia mecánica, rigidez y estabilidad de los

devanados así como márgenes de seguridad, - acción de fuerzas axiales: indicar resistencia mecánica, rigidez y estabilidad de los

devanados así como márgenes de seguridad, - fuerza de compresión axial aplicada, - guías de conexión: indicar resistencia mecánica, rigidez y estabilidad de las guías así como

márgenes de seguridad. 5.3.3.4 Evidencia del control de manufactura Demostración, mediante referencias a procedimientos, planos, fotografías e historial de resultados de las medidas de control, de lo siguiente:

a) Capacidad de fabricación de los devanados bajo condiciones controladas, con suficiente tensión mecánica (especificada, medida y controlada) en los conductores, que asegure que no existen “gaps” no deseados entre conductores individuales.

b) Capacidad de dimensionado (especificada, medida y controlada) de los devanados de acuerdo con

los datos de diseño para asegurar cumplir con las tolerancias.

c) Capacidad para controlar que los procesos relativos a los aislamientos y su especificación es suficiente para proveer la integridad del equipo durante su vida útil.

d) Capacidad para asegurar cualquier accesorio, guía de conexión o salida y traslape.

5.3.3.5 Validación de métodos de cálculo Presentar evidencia de la realización de esta actividad. 5.3.3.6 Plano dimensional del prototipo aprobado por Gerencia de Distribución Se deben indicar a nivel informativo, los materiales utilizados en la construcción del transformador. 5.4 Margen de Protección Proporcionado por Apartarrayos El margen de protección proporcionado por el apartarrayos es de 20 % por debajo de la tensión de aguante al impulso por rayo normalizado. 5.5 Vida Útil Esperada del Transformador Los transformadores deben ser diseñados para alcanzar una vida útil esperada de 30 años, bajo las condiciones de operación y ambientales definidas en esta especificación.



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6 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE No aplica. 7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL No aplica. 8 CONTROL DE CALIDAD Los transformadores deben de cumplir con las pruebas de prototipo y de aceptación indicadas en este capítulo. La CFE representada por la Gerencia del LAPEM o la persona física o moral que esta designe, debe verificar que los transformadores cumplan con las pruebas de prototipo y de aceptación contenidas en este capítulo. Los proveedores de transformadores de potencia deben tener implantado un sistema de gestión de calidad reconocido por CFE. 8.1 Pruebas A todos los transformadores totalmente terminados se le deben efectuar las siguientes pruebas en el orden que se enuncian a continuación, conforme a las normas NMX-J-308-ANCE, NMX-J-284-ANCE y NMX-J-169-ANCE. Los valores de pruebas dieléctricas, la clase de aislamiento, valores de prueba de tensión de aguante al impulso con onda completa, onda cortada y valores de prueba de baja frecuencia se indican en la tabla 2. La clase de aislamiento del neutro de los transformadores debe ser igual al establecido para el devanado de baja tensión. 8.1.1 Pruebas a componentes del transformador El fabricante del transformador es responsable de llevar a cabo la evaluación y seguimiento del sistema de calidad de sus subproveedores, así mismo es responsable de la calidad y de las consecuencias derivadas de los defectos que pudieran presentarse en cualquiera de los componentes suministrados por terceros. Por lo que la CFE exige para todos los componentes, la evidencia de que se hayan realizado pruebas prototipo, así como las pruebas necesarias que garanticen la calidad y fiabilidad de éstos. El reporte de las pruebas de prototipo y rutina de cada parte, debe anexarse al reporte de pruebas del transformador, debe tener claramente referenciado el número de parte del fabricante del transformador y el número de serie designado por el subproveedor. Las refacciones deben ser probadas en fábrica mediante las pruebas aplicables en presencia del inspector de la CFE. 8.1.2 Pruebas de prototipo Estas se deben efectuar a un transformador de cada lote de idénticas características, de acuerdo a lo descrito en esta especificación.

a) Prueba de corto circuito. Debe realizarse de acuerdo a lo indicado en el inciso 5.3.

b) Informe de similitud, debe entregarse y cumplir con lo indicado en el inciso 5.3.



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8.1.3 Pruebas a las boquillas Las pruebas de prototipo y rutina de las boquillas que se incluyen en el transformador, deben realizarse de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60137. 8.1.4 Pruebas de aceptación Se deben efectuar las siguientes pruebas a todos los transformadores totalmente terminados, conforme a las normas NMX-J-308-ANCE, NMX-J-169-ANCE y NMX-J-284-ANCE.

1) Características físicas de acuerdo a NMX-J-284-ANCE. 2) Pruebas del aceite según norma NMX-J-308-ANCE. 3) Tensión de aguante al Impulso por rayo normalizado. 4) Aguante a la tensión de 60 Hz, 60 s. 5) Relación de transformación entre devanados y en todas las posiciones, desplazamiento angular y

polaridad. 6) Sobretensión inducida de 200 % de la tensión nominal para transformadores clase I. 7) Sobretensión inducida con medición de descargas parciales para transformadores clase II. El valor

máximo de descargas parciales debe ser de 300 pC, medido de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-J-169- ANCE.

8) Resistencia óhmica en cada uno de los devanados y en cada posición del devanado de regulación. 9) Pérdidas en vacío al 90 %, 100 % y 110 % de la tensión nominal. 10) Corriente de excitación (medida en la capacidad ONAN) en las siguientes tensiones:

- 90 % de la tensión nominal, - 100 % de la tensión nominal, - 110 % de la tensión nominal.

11) Pérdidas debidas a la carga en posición mínima, nominal y máxima (en cada una de las

capacidades). 12) Impedancia a corriente nominal en derivación máxima, nominal y mínima (en cada una de las

capacidades). 13) Impedancia de secuencia cero. 14) Verificación del alambrado y funcionamiento del control y protección. 15) Operación del equipo. 16) resistencia de aislamiento a 1 000 V c.d. 17) tensión aplicada a 1 500 V c. a. @ 60 Hz.



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18) Hermeticidad. 19) Humedad residual antes de pruebas de aceptación y antes de embarque. Debe ser menor de

0,3 %. Esta prueba debe aplicarse por cualquiera de los siguientes métodos:

- medición de presión-vapor y utilización de las curvas "pipper", - medición del punto de rocío del nitrógeno presurizado a 34 kPa dentro del transformador

durante un tiempo de 24 h.

20) Potencial aplicado entre núcleo y tanque aplicando 2000 V c. a. durante un minuto. 21) Pérdidas en el equipo de enfriamiento (consumo de potencia, en W). 22) Elevación de temperatura de los devanados. En el caso de autotransformadores adquiridos con esta especificación que cuenten con terciario

con el propósito de permitir la circulación de corriente de secuencia cero, la prueba de elevación de temperatura tiene el propósito de verificar la capacidad ofertada del mismo y debe hacerse en el devanado terciario solamente a un prototipo.

23) Verificación de la operación correcta del relevador “Buchholtz”. 24) Verificación de la operación correcta de la válvula de sobrepresión. 25) Pruebas a cambiador de derivaciones para operación con carga de acuerdo a la norma

IEC 60214-1 y sin carga.

- verificar que los planos de montaje internos estén aprobados por CFE, que estén vigentes y cuenten con la identificación de las tolerancias,

- el cambiador de derivaciones debe ser operado cuando menos 20 veces moviéndolo de su

posición máxima a la mínima, - prueba operacional al cambiador de derivaciones de acuerdo a los planos de alambrado

aprobados.

26) Análisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite, en la parte superior e inferior del tanque, antes y después de pruebas dieléctricas y de temperatura.

27) Nivel de ruido audible. Los valores obtenidos no deben exceder a los indicados en la tabla 13 de la

norma NMX-J-284-ANCE. Las siguientes pruebas tienen la finalidad de iniciar un historial para el seguimiento del comportamiento operativo del transformador a lo largo de su vida útil.

a) Resistencia de aislamiento de los devanados a 1 min. y 10 min. Debe calcularse el índice de polarización.

b) Factor de potencia de los aislamientos de los devanados. El factor de potencia de los aislamientos

de los devanados contra tierra y entre devanados corregido a 20 °C, se recomienda un valor menor de 0,5 %. Desviaciones deben ser aclaradas.



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c) Respuesta a la frecuencia de los devanados de acuerdo al procedimiento del apéndice C de esta especificación (como información, huella digital). La medición de respuesta en frecuencia puede realizarse indistintamente por el método de barrido o por el método de impulso. Con el objeto de poder comparar resultados obtenidos en fábrica con mediciones futuras, además del reporte impreso que entrega el fabricante, debe proporcionar los archivos electrónicos de los resultados de las mediciones en formato ASCII o en su defecto en formato TXT.

d) Resistencia de aislamiento entre núcleo y tierra sin aceite.

Cuando la conexión a tierra sea removida, la resistencia del aislamiento sin aceite entre el núcleo y tanque debe ser mayor a los 200 MΩ, medidos con una tensión de 1000 V c. d. Esta prueba debe efectuarse antes y después de las maniobras de embarque (en fábrica y en sitio).

e) Medición de la capacitancia y factor de potencia a cada una de las boquillas tipo capacitivo ya

instaladas en el transformador antes y después de las pruebas dieléctricas, de acuerdo a lo indicado en la norma IEC 60137. Si para realizar estas pruebas se requiere de un dispositivo especial para la derivación capacitiva éste debe ser suministrado por el proveedor.

f) Corriente de excitación en baja tensión monofásica preferentemente a 10 kV. La medición debe

hacerse en cada una de las derivaciones y al final de las pruebas. 8.2 Supervisión de la Fabricación Para todos los transformadores el proveedor debe entregar a CFE en un periodo no mayor a 15 días naturales después de recibido el contrato, el programa de fabricación a detalle. Debe indicar todas las etapas de manufactura así como la relación de pruebas. La relación de pruebas debe ser revisada y aprobada por la CFE. 8.2.1 Verificaciones durante la fabricación Las actividades siguientes pueden ser supervisadas por personal del área usuaria de la CFE:

a) Terminación del núcleo.

b) Terminación de devanados.

c) Ensamble de la parte activa (núcleo, devanados y guías de conexión).

d) Inicio y fin del proceso de impregnación y secado.

e) Verificación de la prueba de sobrepresión del tanque (no fugas, no deformación permanente (cero deformación).

f) Ensamble de la parte activa dentro del tanque y ensamble del sistema de enfriamiento.

g) Pruebas de prototipo y aceptación.

h) Inspección antes del embarque.

El fabricante debe tener evidencias de la realización de estas actividades, que incluya un reporte fotográfico y listas de comprobación debidamente firmadas por el responsable del proceso.



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9 MARCADO Se debe suministrar una placa de datos de acero inoxidable que cumpla con lo indicado en la norma NMX-J-284-ANCE. La fijación de la placa de datos al portaplacas debe hacerse mediante remaches o puntos de soldadura. No se aceptan placas atornilladas. En el caso en que se suministren transformadores de corriente, se debe proporcionar una placa de datos adicional con las características mínimas siguientes: relación, número de devanados, conexiones, clase de exactitud, diagrama, polaridad. Debe ser una placa exclusiva para esta información. La placa de datos del transformador debe contar, con la información siguiente:

a) Nombre del fabricante.

b) Medio y clase de enfriamiento.

c) Número de fases y frecuencia.

d) Número de serie.

e) Número del instructivo.

f) Tipo de construcción del núcleo.

g) Tensiones en V y tipo de conexión de los devanados.

h) Capacidades del transformador en kVA por pasos de enfriamiento y elevación de temperatura de acuerdo a la tabla 7.

TABLA 7 - Datos de impedancia y pérdidas

75 °C, 60 Hz

Impedancia probada Pérdidas medidas en kW

% Z kVA base kV base Pfe Pcu Penf. Ptotal

i) Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado.

j) Año de fabricación.

k) Número de contrato o pedido de CFE. .

l) Elevación de temperatura a plena carga continua a la altura especificada.

m) Diagrama vectorial de conexiones.



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n) Diagrama esquemático de conexiones que debe mostrar:

- designación de terminales de alta y baja tensión, - cantidad y designación de derivaciones de regulación, - conexión de los devanados, - cantidad, tipo, características de transformadores de corriente.

o) Proporcionar de acuerdo a la tabla 8, datos de conexiones: tensión, corriente, posición del

cambiador de derivaciones.

p) Valor de la impedancia medida en la posición extrema de las derivaciones de acuerdo a la tabla 9.

TABLA 8 - Datos de conexiones

Conexiones

Corriente Cambiador de derivaciones Devanado Tensión

OA FA1 FA2 Pos. Conecta

Alta tensión

Baja tensión

NOTA : Esta tabla es un ejemplo, en el cual el devanado de alta tensión tiene cinco derivaciones y tres capacidades de enfriamiento.

TABLA 9 - Datos de impedancia medida

Impedancia medida en las posiciones extremas del cambiador de derivaciones

kVA base ________ kV base _________

% Z ________ Posición mínima

% Z ________ Posición máxima

q) Masa (kg).

- tipo de material y masa del devanado de baja tensión por fase, - tipo de material y masa del devanado de alta tensión por fase,



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- masa total de bobinas, - tipo de material y masa del núcleo, - masa de los herrajes + cambiador, - masa de los aislamientos, . - masa de parte activa, - masa del tanque + accesorios, - masa del aceite, - masa de la parte más pesada que pudiera levantarse en forma independiente, - masa total.

r) Contenido de aceite en litros. (Véanse notas 1 y 2).

- tanque, - radiadores, - tanque conservador, - cantidad de aceite para cubrir devanados, - total.

NOTAS:

1) Todas estas cantidades son proporcionadas a una temperatura de 25 °C. 2) El error máximo absoluto permitido en estas cantidades es del 5 % de la cantidad mínima reportada en cualquiera de los

puntos anteriores.

s) Deben indicarse en la placa de datos, todos los aspectos que requieran de cuidados especiales, bajo el rubro de un letrero de "Precaución".

t) Debe indicarse la presión de diseño del tanque tanto positiva como negativa.

u) Debe indicarse la resistencia de aislamiento medida a los 10 min de acuerdo a la tabla 10.

TABLA 10 - Valor medido resistencia de aislamiento

@_______ °C _______ kV

A.T. contra B.T. y tierra _______ MΩ

B.T. contra A.T. y tierra _______ MΩ

A.T. contra B.T. _______ MΩ



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v) Debe indicarse el factor de potencia de aislamientos de acuerdo a la tabla 11.

TABLA 11 - Valor medido de factor de potencia del aislamiento

@_______ °C _______ kV ________ Hz

A.T. contra B.T. y tierra = _______ % Capacitancia _______ pF

B.T. contra A.T. y tierra = _______ % Capacitancia _______ pF

A.T. contra B.T. = _______ % Capacitancia _______pF

w) Debe indicarse la humedad residual (%) antes de las pruebas en fábrica.

x) Y la fecha de embarque. 10 EMPAQUE Y EMBARQUE El transformador debe ser empacado y embarcado de acuerdo a lo indicado en la norma NRF-001-CFE, y conforme a lo siguiente:

a) Los transformadores deben embarcarse sin aceite con un porciento de humedad residual menor o igual 0,3 %, deben llenarse con nitrógeno UAP (ultra alta pureza) y sellándolos en fábrica, de modo de prevenir la entrada de humedad; debe incluirse un equipo de nitrógeno incluyendo tanque, válvulas y demás accesorios para mantener a una presión constante el nitrógeno en el interior del tanque durante el transporte. Una vez llenos con el nitrógeno seco se debe comprobar que el tanque del transformador no tiene fugas, de tal modo que lleguen al sitio con presión manométrica positiva.

b) Todos los accesorios como boquillas de pequeña longitud, indicadores, instrumentos, caja de

conexiones que se embarquen montados o ensamblados al tanque del transformador deben estar protegidos contra golpes con cajas de madera totalmente cerrada.

c) No se aceptan accesorios embarcados por separado y que posteriormente tengan que ser

soldados en el campo.

d) En el caso de que se requieran refuerzos o elementos de sujeción internos durante el embarque y transporte se debe indicar claramente en estas piezas, así como en los instructivos y dibujos la leyenda “Retirarse durante el montaje”.

e) Se deben instalar tres (3) registradores de impacto por aparato. Uno para cada eje con límite de

± 10 g, o bien, puede utilizarse un registrador de 3 ejes.

Los registradores deben ser recuperados por el proveedor y una vez que haya analizado estos registros debe emitir su reporte a CFE y en caso necesario se realizara una inspección interna del transformador.



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f) En el tanque principal del transformador debe pintarse con letra visible lo siguiente:

- número de serie, - capacidad del transformador en kVA, - número de pedido, - nombre de la instalación (planta o subestación), - ejes del centro de gravedad, - presión de nitrógeno en fábrica referido a una cierta temperatura y altitud, - humedad residual al embarcarse.

g) El gabinete de control de cada equipo debe incluir un ejemplar completo del instructivo de

almacenamiento, montaje, instalación, pruebas y operación del transformador, así como de todos sus accesorios, el cual debe contener como complemento: los protocolos de prueba firmados por el inspector, registros, diagramas completos y planos internos tanto del transformador como de cada uno de los accesorios.

h) Todas las partes de repuesto deben enviarse en cajas, debidamente marcadas y protegidas para

evitar deterioro de las partes durante su almacenamiento.

i) Dentro del gabinete de control, debe incluirse una lista de embarque donde se pueda identificar el número de serie del transformador con su lista de equipo auxiliar.

Las boquillas de porcelana largas, radiadores, tanque conservador, motobombas y otros accesorios deben embarcarse por separado cumpliendo con lo siguiente:

- las boquillas deben empacarse en cajas de madera con varios soportes a lo largo de la boquilla. Este empaque debe estar diseñado de tal forma que la boquilla tenga una inclinación no menor de 15 ° con la terminal externa hacia arriba; deben indicarse en el empaque las instrucciones necesarias para que se conserve esta inclinación de las boquillas, adicionalmente deben incluirse protecciones contra entrada de humedad en el extremo inferior de la boquilla,

- los radiadores, motobombas, tuberías, y demás accesorios que se conectan al

transformador, deben sellarse con bridas ciegas que impidan la entrada de humedad. Las bridas ciegas no deben ser soldadas a estos elementos. Adicionalmente deben protegerse con madera para evitar daños entre sí y por impactos.

11 BIBLIOGRAFÍA

1 ASTM D395-1989 Standard Test Methods Rubber Property-Compression Set (R 1994).

2 ASTM D412-1992 Standard Test Methods for Vulcanized Rubber and

Thermoplastic Rubbers and Thermoplastic Elastomers -Tension.

3 ASTM D471-1996 Standard Test Method for Rubber Property-Effect of Liquids.



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4 ASTM D923-1991 Standard Test Method for Sampling Electrical Insulating Liquids.

5 ASTM D2240-1995 Standard Test Method for Rubber Property-Durometer

Hardness. 6 ASTM D3455-1995 Standard Test Methods for Compatibility of Construction

Material with Electrical Insulation Oil Petroleum Origin. 7 ASTM D3613-1992 Standard test Methods of Sampling Electrical Insulating Oils

for Gas Analysis and Determination of Water. 8 ASTM F-38-1995 Standard Test Methods for Creep Relaxation of a Gasket

Material. 9 ANSI C57.12.10 Transformers - 230 kV and Below 833/958 through 8333/10

417 kVA, Single-Phase, 750/862 through 60 000/80 000100 000 kVA, Three-Phase without Load Tap Changing, and 3750/4687 through 60 000/80 000/100 000 kVA with Load Tap Changing - Safety Requirements.

12 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Las Características Particulares que la CFE debe proporcionar al solicitar la cotización de los transformadores de potencia son las contenidas en la forma CPE-348 de esta especificación.



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APÉNDICE A

CATÁLOGO DE DESCRIPCIONES CORTAS A continuación se hace la descripción de cada uno de los campos que la integran: El primer campo identifica: S = subestación, T = transformador y C = con cambiador bajo carga. El segundo campo indica, la capacidad en MVA del transformador en el primer paso de enfriamiento. El tercer campo indica, la tensión nominal en alta tensión del transformador. El cuarto campo indica, la tensión nominal secundaria del transformador y la tensión de aguante al impulso por rayo normalizado de las boquillas de alta tensión. El quinto campo indica, la tensión de aguante al impulso por rayo normalizado de las boquillas de baja tensión y neutro.

ST - 5 - 34,5 - 13,8/200 - 110 ST - 5 - 69 - 23/350 - 150 ST - 5 - 69 - 13,8/350 - 110 ST - 7,5 - 34,5 - 13,8/200 - 110 ST - 7,5 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 7,5 - 69 - 23/350 - 150 ST - 7,5 - 69 - 13,8/350 - 110 ST - 7,5 - 115 - 34,5/550 - 200 ST - 7,5 - 115 - 23/550 - 150 ST - 7,5 - 115 - 13,8/550 - 110 ST - 7,5 - 138 - 34,5/650 - 200 ST - 7,5 - 138 - 13,8/650 - 110

ST - 12 - 69 - 13,8/200 - 110 ST - 12 - 69 - 34,5/350 - 200 STC - 12 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 12 - 69 - 23/350 - 150 STC - 12 - 69 - 23/350 - 150 ST - 12 - 69 - 13,8/350 - 110 STC - 12 - 69 - 13,8/350 - 110

ST - 12 - 115 - 34,5/550 - 200 STC - 12 - 115 - 34,5/550 - 200 ST - 12 - 115 - 23/550 - 150 STC - 12 - 115 - 23/550 - 150 ST - 12 - 115 - 13,8/550 - 110 STC - 12 - 115 - 13,8/550 - 110



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ST - 12 - 138 - 34,5/650 - 200 STC - 12 - 138 - 34,5/650 - 200 ST - 12 - 138 - 13,8/650 - 110 STC - 12 - 138 - 13,8/650 - 110

ST - 18 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 18 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 18 - 69 - 23/350 - 150 STC - 18 - 69 - 23/350 - 150 ST - 18 - 69 - 13,8/350 - 110 STC - 18 - 69 - 13,8/350 - 110


ST - 18 - 138 - 34,5/650 - 200 STC - 18 - 138 - 34,5/650 - 200 ST - 18 - 138 - 13,8/650 - 110 STC - 18 - 138 - 13,8/650 - 110

ST - 24 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 24 - 69 - 34,5/350 - 200 ST - 24 - 69 - 23/350 - 150 STC - 24 - 69 - 23/350 - 150 ST - 24 - 69 - 13,8/350 - 110 STC - 24 - 69 - 13,8/350 - 110


ST - 24 - 138 - 34,5/650 - 200 STC - 24 - 138 - 34,5/650 - 200 ST - 24 - 138 - 13,8/650 - 110 STC - 24 - 138 - 13,8/650 - 110



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APÉNDICE B

CARACTERÍSTICAS DE LOS EMPAQUES

Características Método de prueba Valor

Dureza Shore A De acuerdo a la referencia 7 del capítulo 11 de esta especificación 60 – 65

Tensión a la ruptura última De acuerdo a la referencia 4 del capítulo 11 de esta especificación 10 Mpa

Elongación última De acuerdo a la referencia 4 del capítulo 11 de esta especificación 500 (%)

Compresión permanente 22 h/100 °C De acuerdo a la referencia 3 del capítulo 11 de esta especificación 20 (%)

Cambio de volumen 72 h/100 °C De acuerdo a las referencias 5 y 8 del capítulo 11 de esta especificación 5 (%)

Relajación por influencia De acuerdo a la referencia 10 del capítulo 11 de esta especificación Por comparación

Temperatura continua de operación - - - 130 °C



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APÉNDICE C

PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA C.1 PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA Como cualquier prueba eléctrica, realizar una prueba de respuesta en frecuencia debe ser de una manera segura y controlada. Las consideraciones de seguridad no solo aplican al personal, aplican también al equipo bajo prueba y al equipo de prueba. C.2 PREPARACIÓN PREVIA Cualquier transformador bajo prueba debe estar completamente aislado de cualquier fuente de alta tensión o sistema de potencia. El tanque del transformador debe ser aterrizado. Se recomienda que el transformador este como normalmente esta en operación, tanto como sea posible. Se deben retirar todas las conexiones externas de las boquillas. Esto incluye las conexiones de fase, conexiones de neutro y tierras del terciario. Cuando sea posible, todas las conexiones de las puntas de prueba, deben realizarse directamente a las terminales de la boquilla ya que cualquier conductor adicional que se incluya en el circuito de prueba influenciará el resultado de la prueba de FRA. Pequeñas longitudes de bus que estén fijas a la boquilla, no afectarán el resultado, si las puntas de prueba se conectan directamente a las terminales de las boquillas, de tal forma que el tramo de bus no forme parte del circuito de prueba. Si no hay forma de evitar este pequeño tramo de bus, la prueba se puede realizar, pero las subsecuentes deben realizarse de igual forma. Se debe tener cuidado cuando se prueba sin aceite, para evitar tensiones que puedan iniciar un incendio. Los resultados de las pruebas sin aceite, difieren de las realizadas con aceite al mismo equipo. De manera general, las pruebas deben realizarse con aceite. Cuando se tenga un cambiador de derivaciones bajo carga, se recomienda probar en el tap 1 (para incluir todo el devanado). Debido a que ocasionalmente el cambiador sin carga tiene problemas cuando se cambia de la posición en que se encuentra en servicio, se recomienda no moverlo y que la prueba de FRA se realice en la posición en que se encuentra en servicio. En fábrica con equipos nuevos se puede mover el cambiados sin carga ya que se asume que esta en buenas condiciones. C.3 ARREGLO DE PRUEBA El equipo de prueba debe aterrizarse de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, o en ausencia de recomendaciones, al mismo punto donde esta aterrizado el transformador que se va a probar. Debe considerarse que la forma de aterrizar influirá en el resultado, por lo que se debe asegurar que se tiene una tierra efectiva (menor a 1 ohm) y que el tanque está firmemente conectado a esta tierra, ya que este será la referencia del potencial en las mediciones de FRA. El equipo debe estar adecuadamente calibrado y cuando sea posible, verificar antes del la prueba con una Z a la cual se le conozca su FRA, de manera que se asegure la calidad de las mediciones. C.4 PUNTAS DE PRUEBA Se debe verificar la continuidad de estas para asegurar una medición correcta, midiendo FRA a una impedancia conocida.



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Cuando se tengan devanados no incluidos en las mediciones (terciarios), estos deben estar aterrizados al mismo punto del tanque, en la ruta mas corta. Esto se debe documentar para en futuras mediciones de FRA, se repitan en las mismas condiciones y puedan ser comparables. C.5 TIPOS DE MEDICIONES Las pruebas se pueden realizar en una o más de las siguientes formas: Circuito abierto (OC) - Una medición con circuito abierto se realiza desde el extremo de un devanado hasta otro, con todas las demas terminales flotando. La prueba de FRA con circuito abierto se puede realizar a transformadores monofásicos o trifásicos. La prueba con circuito abierto, generalmente se puede realizar a devanados de 5 categorías: de alta tensión, de baja tensión, terciarios, series y comunes. Los devanados series y comunes aplican a autotransformadores. La prueba a circuito abierto está influenciada de principalmente por las propiedades del núcleo a frecuencias iguales o cercanas a 60 Hz. La prueba de FRA a circuito abierto se puede utilizar en conjunto con la prueba de corriente de excitación para determinar modos de falla que afecten el circuito magnético del transformador. Corto circuito (SC) – una medición en corto circuito se realiza desde un extremo del devanado de alta tensión hasta el otro, mientras que el devanado de baja tensión esta cortocircuitado. Para propósitos de repetibilidad, se recomienda que todos los devanados de baja tensión de un transformador trifásico se cortocircuiten para crear un modelo trifásico equivalente cortocircuitado. Esto asegura que las tres fases están igualmente corctocircuitadas y que den una impedancia consistente. Cualquier conexión neutral no debe ser incluida en el proceso de cortocircuitado. La prueba en corto circuito aisla la impedancia del devanado de los efectos del núcleo a frecuencias iguales o cercanas a 60 Hz. El resultado de la prueba de FRA en corto circuito da información similar o comparable a las mediciones de reactancia de dispersión y resistencia óhmica de devanados. C.6 CONEXIONES DE PRUEBA Las conexiones descritas aquí, no incluyen el repetir las pruebas en las diferentes posiciones del tap. Todos los devanados deben ser probados como se indica a continuación.

Transformadores trifásicos Delta – Estrella

Condición No. Aplicación de señal Referencia Corto circuito Aterrizado

1 H1 H2 X2-X0 2 H2 H3 X3-X0 3 H1 H3 X1-X0 4 X2 X0 H1-H2 5 X3 X0 H2-H3 6 X1 X0 H1-H3 --- --- --- Circuito abierto 7 H1 H2 8 H2 H3 9 H1 H3

10 X2 X0 11 X3 X0 12 X1 X0

Los demás devanados

flotados

Tanque



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C.7 REGISTRO DE DATOS DE PRUEBA Es necesario que cualquier parámetro que afecte la prueba, se registre claramente al igual que los resultados se den en un formato tal que permita reconstruir la medición (las curvas) si el uso de algún “software” propietario. C.8 FORMATO DE DATOS Los datos debes ser procesados en la mayoría de las aplicaciones disponibles de “software” comercial, que permita tener flexibilidad para el análisis de los datos, que permita comparar resultados de diferentes sistemas de prueba y su inclusión en reportes. Se recomienda que el archivo que se genere contenga: La frecuencia de prueba y medición obtenida (algunos fabricantes de equipo de prueba entregan la medición en dB, para lo cual el mismo debe entregar la fórmula para convertirlo a impedancia). Se recomienda los datos se almacenen en un formato que permita recuperarlos después, y realizar comparaciones. Se recomienda el formato ASCII, con los siguientes elementos, claramente identificados, preferentemente al inicio del archivo:

Línea delimitadora La secuencia (CR)-(LF), código ASCII 13 y 10, se recomienda. Separador de datos (valores) El [TAB] código ASCII 9 se recomienda y es soportado por todas las aplicaciones. No se

recomienda la coma como separador de datos ya que se puede confundir como separador de decimales u otra instrucción.

Separador decimal Se pueden utilizar la coma o el punto, siempre y cuando se defina.

Algunos equipos entregan los datos de prueba en formato TXT, lo cual también puede ser aceptable si se pueden procesar correctamente. C.9 DATOS DEL EQUIPO DE PRUEBA El registro de los datos del equipo de prueba es necesario para asegurar que se esta utilizando el equipo correcto.

a) Nombre y modelo del equipo.

b) Fabricante – Necesario.

c) Número de serie del equipo de prueba – Necesario.

d) Fecha de calibración – Necesario. C.10 DATOS DEL ARREGLO DE PRUEBA Estos datos son los que pueden variar entre pruebas o en un transformador determinado en un día dado.

a) Posición del cambiador bajo carga, incluyendo la previa si está en el neutro – Necesario.

b) Posición del cambiador sin carga – Necesario.

c) Temperatura del aceite – Necesario.



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d) Nivel del aceite.

e) Boquillas aterrizadas – Necesario.

f) Boquillas conectadas – Necesario.

g) Circuitos externos conectados a las boquillas – longitud del bus, entre otros.

h) Tipo de medición – circuito abierto, corto circuito.

i) Localización de las puntas de señal y de referencia – Necesario.

j) Posición de las puntas de prueba – Necesario.

k) Razón de la prueba: - rutina, problemas, nuevo inicial, utilizado inicial, aceptación, garantía, reemplazo de boquilla, mantenimiento del cambiador, Mantenimiento del interruptor, falla en operación, reprueba, entre otros.

l) Fecha y hora de la medición.



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APÉNDICE D

INFORMACIÓN TÉCNICA D.1 REQUERIDA CON LA PROPUESTA Las propuestas deben acompañarse de la siguiente documentación:

a) Todos los cuestionarios totalmente contestados.

b) Catálogos descriptivos del transformador y accesorios.

c) Cuando se suministre cambiador de derivaciones con carga, el proveedor debe suministrar un catálogo del fabricante que incluya el diagrama con la explicación del tipo de cambiador propuesto y de su operación.

d) Presentar en su proposición un programa de fabricación y el plan de inspección donde queden

claras y exactas las etapas de fabricación de cada bien, definiendo porcentajes y periodos de dicha fabricación cuando lo requiera CFE. Como parte del programa de fabricación se deben considerar los tiempos correspondientes a las pruebas de aceptación del producto.

D.2 DESPUÉS DE LA FORMALIZACIÓN DEL CONTRATO El proveedor se obliga a enviar a CFE para cada uno de los transformadores motivo del contrato o pedido, la siguiente documentación: Proporcionar para autorización de la Gerencia de Distribución de CFE la información en los planos que se indican en la tabla D1, sin exceder de los 40 días naturales posteriores a la fecha de la formalización del contrato.

TABLA D1 - Planos

Inciso Descripción

a) Dimensiones y características generales. Debe incluir las dimensiones, masas definitivas, localización de equipos auxiliares, accesorios, tuberías, detalles de la base (con las vistas que sean necesarias para apreciar los detalles) y detalles de dispositivos de maniobra (orejas, soportes para gatos, etcétera), entre otras

b) Dimensiones internas. Debe incluir, los detalles de dimensiones dieléctricas críticas y del par de apriete de los sistemas de fijación

c) Boquillas. Debe incluir los dibujos de boquillas, conectores con sus detalles, características electromecánicas y dimensiones

d) Placas de datos. Debe incluir los dibujos de la placa de datos con la información antes de pruebas finales, con la información indicada en el capítulo 8 de esta especificación. Cuando se proporcionen cambiadores de derivaciones bajo carga, se deben proporcionar la información de las conexiones y diagrama de las derivaciones correspondientes; así como, los diagramas esquemático, de control y alambrado

e) Diagramas de control

f) Diagramas de alambrado



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g) Curva de daño del transformador

h) Cambiadores de derivaciones. Debe incluir los detalles de dimensiones y ubicación, así como sus características electromecánicas y conexiones

i) Empaque y embalaje

NOTA 1: Todos los planos, deben ser referenciados en los manuales de instrucciones. Con la entrega del transformador:

a) Dos (2) ejemplares impresos y en archivo electrónico del manual de montaje, operación y mantenimiento del transformador, debe incluir los instructivos de todos los equipos e instrumentos contenidos en cada transformador, de acuerdo a la norma de referencia NRF-002-CFE.

b) Dos (2) copias de todos los planos autorizados por la Gerencia de Distribución, por cada

transformador.

c) Copia del reporte de pruebas de aceptación, mismo que debe enviarse a la Subgerencia de Distribución Divisional usuaria, máximo 7 días naturales después de efectuarse las pruebas.

Cualquier trabajo ejecutado o material adquirido por el proveedor antes de recibir los planos aprobados por la CFE, es responsabilidad del mismo proveedor. La revisión de los planos por la CFE no releva al proveedor de su responsabilidad de que el equipo cumpla con las especificaciones, así como con las garantías establecidas.



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APÉNDICE E

RESUMEN DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Los datos indicados en el pedido y en este resumen son tomados en cuenta como base para inspección de parte de CFE. No se permite que en el resumen se agregue la leyenda "valores de referencia", todos los valores establecidos en el cuestionario son valores de garantía. E.1 GENERALIDADES El licitante debe proporcionar a la CFE los datos que se piden en el cuestionario de este capítulo, acompañando copia del mismo en cada ejemplar de la propuesta. El licitante debe suministrar con su propuesta, la información adecuada en los espacios previstos. Únicamente debe llenar los espacios correspondientes al transformador o transformadores indicados en las Características Particulares. Se debe llenar un cuestionario por cada partida descrita en la solicitud de propuesta. La CFE se reserva el derecho de rechazar la propuesta a cualquier licitante que no suministre toda la información solicitada en este apéndice. E.2 CUESTIONARIO TÉCNICO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA E.2.1 Características Generales ______________________________________________________________________________________________

(Nombre de la instalación) Partida No.__________________ de _______________________________________________________________ (Cantidad y datos generales de equipo) Licitación No. _________________ E.2.2 Descripción Completa del Equipo ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________



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E.2.3 Periodicidad Recomendada por el Fabricante para Darle Mantenimiento Predictivo al Equipo y en que Consiste este Mantenimiento así como el Costo del Mismo por Año, Durante el Periodo de Vida Útil

___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ E.2.4 Periodo de Vida Útil Operativa Esperada Si Cumple con las Condiciones Operativas Descritas en

esta Especificación ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ E.2.5 Listado de Refacciones Recomendadas por el Fabricante, para Mantenimiento y Costo Unitario de

las Mismas ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________ E.2.6 Pérdidas del Transformador Operando en Vacío

Pérdidas en vacío a tensión y frecuencia nominal _________ W

Pérdidas en vacío al 110 % de la tensión y frecuencia nominal _________ W



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E.2.7 Pérdidas con Carga a Máxima Capacidad

Pérdidas con carga a máxima capacidad

Pérdidas Paso de enfriamiento Capacidad

tap corriente nominal Consumo

enfriamiento

E.2.8 Pérdidas Totales

a) Al 112 % de la capacidad nominal sin exceder la clase temperatura del aislamiento, último paso de enfriamiento.

E.2.9 El Proveedor Garantiza su Producto Contra Defectos o Vicios Ocultos Durante la Vida Útil del

Equipo E.2.10 Garantías de Funcionamiento

a) Tipo de equipo. _______________________________________________________________________________ (Transformador o autotransformador) b) Cantidad de unidades. _______________________________________________________________________________ (Cifra y letra) c) Elevación de temperatura de los devanados sobre una temperatura ambiente de: 40 °C

_________________________. d) Número de fases: ___________ e) Número de devanados ___________ f) Altitud de operación para las capacidades y niveles de aislamiento garantizados

________________________ m s.n.m. g) Frecuencia ____________ Hz h) Tensiones nominales:

- devanado alta tensión (H) ___________________ V - devanado baja tensión (X) ___________________ V - devanado terciario (Y) ___________________ V



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i) Conexiones.

- devanado alta tensión (H) ___________________ - devanado baja tensión (X) ___________________ - devanado terciario (Y) ___________________

j) Capacidad continua y clase de enfriamiento a 55 °C.

Capacidad de los devanados Clase de enfriamiento Alta tensión

H Baja tensión

X Terciario

Y

k) Valores de prueba dieléctrica.

devanados Características Unidades

H X Y Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado kV

Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado onda cortada kV

Tiempo mínimo de flameo μs

Tensión inducida (7 200 ciclos) kV

Tensión de aguante a 60 Hz, 60s kV

l) Desplazamiento angular: ____________________

m) Impedancia garantizada a la tensión nominal y en base a la capacidad indicada.

- alta tensión a baja tensión H-X _______ % Base ______ kVA - alta tensión a terciario H-Y _______ % Base ______ kVA - baja tensión a terciario X-Y _______ % Base ______ kVA - impedancia mínima en % en la posición de tap mínimo ______________________



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- impedancia máxima en % en la posición de tap mínimo ______________________ - impedancia mínima en % en la posición del tap máximo ______________________ - impedancia máxima en % en la posición del tap máximo ______________________

n) Impedancia de secuencia cero en base a la capacidad nominal del último paso de enfriamiento

forzado _____________________

o) Corriente de excitación máxima garantizada a 60 Hz, corregido al valor de la onda senoidal de la tensión referida a la capacidad ONAN, a 55 °C.

- al 90 % de la tensión nominal ______ % - al 100 % de la tensión nominal ______ % - al 110 % de la tensión nominal ______ %

E.3 CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO Y FABRICACIÓN

a) Número de derivaciones.

b) Cuando se requiera operar con cambiador de derivaciones desenergizado.

Número total de posiciones ______ Posición Máxima _______ Posición nominal _________ Posición Mínima __________ Marca del cambiador de derivaciones _______________________________________

c) Cuando se requiera operar con cambiador de derivaciones con carga en devanado de alta o de

baja tensión.

- cambiador de derivaciones con carga tipo ____________________________________ - marca_________________________________________________________________ - ubicación en devanado de ________alta o _______baja tensión. - número total de posiciones ____________ - derivacion máxima _______; derivación nominal ________; derivación mínima _______

d) Características de las boquillas de alta tensión, terciarios y neutros.



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Alta tensión Baja tensión Características Unidades

Línea Neutro Línea Neutro Terciario

Marca

Tipo

Clase de aislamiento kV Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado kV

Tensión aplicada en húmedo kV

Tensión aplicada en seco kV

Distancia de fuga a tierra cm/kV

Corriente nominal A

Tensión máxima de diseño kV

e) Características de los conectores de las boquillas.

Alta tensión Baja tensión Características

Línea Neutro Línea Neutro Terciario

Cantidad

Tipo Material y sección transversal del conductor

f) Características de los transformadores de corriente tipo boquilla.

Terminal Cantidad Relación Clase para medición y protección

g) Suministro de bases para apartarrayos en alta tensión.

Si No

h) Sistema de preservación de aceite en el tanque conservador.

- marca de la bolsa utilizada para la preservación _______________________________ - marca y tipo de sistema desecante utilizado para la respiración de la bolsa __________



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- cuál es el intervalo de variación de temperaturas, para el cual es diseñado el volumen del tanque conservador entre las marcas alto y bajo: - ____°C, + ____°C.

i) Circuito magnético.

- construcción del núcleo.

· número de columnas __________ · número de columnas devanadas __________ · tipo de acero magnético utilizado __________

j) Características de los motores.

Cumplen con las características constructivas establecidas en esta especificación.

Si No

Aplicación Características

Ventiladores

Cantidad

Capacidad nominal (kW)

Tensión nominal (V)

Corriente a plena carga (A)

Número de fases

Corriente a rotor frenado en % de la corriente de plena carga

Velocidad nominal (rev/min)

Elevación de temperatura (°C)

Clase de aislamiento

k) Sistema de enfriamiento.

- designación del enfriamiento, - número total de radiadores acoplados al tanque principal, - número total de ventiladores por transformador __________, - salida nominal de cada ventilador: cantidad ___________ m³/s, - velocidad de los ventiladores: ________ rev/min.



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l) Tanque y accesorios.

- material del tanque ______, - espesor de la pared del tanque.

· lados _____mm · base _____mm · cubierta _____mm

- espesor de las paredes de los radiadores y/o tubos de enfriadores_____ - aceite total requerido (incluyendo sistema de enfriamiento) ______ litros - volumen de aceite a ser removido para:

· ganar acceso a la conexión de aterrizaje del núcleo ____ litros, · efectuar cambio en sitio de boquilla de A.T. ____ litros, · efectuar cambio en sitio de boquilla de B.T. ____ litros.

- volumen total del tanque conservador _____ litros, - volumen de aceite entre marcas alto y bajo del tanque conservador _____litros.

m) Devanados.

- material de los conductores:

· devanado de A.T., · devanado de B.T., · devanado de regulación, · devanado terciario.

E.4 ACCESORIOS

a) Se suministra la cantidad y características de los accesorios establecidos en esta especificación.

Si No E.5 MASAS Y DIMENSIONES

a) Masas y dimensiones de embarque.



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- del tanque, incluyendo núcleo y devanados sin aceite y sin accesorios:

· masa ___________________ toneladas · dimensiones:

·· alto________ m ·· ancho _______ m ·· largo ______ m

- de los accesorios:

· masa total _________ ton · volumen total aprox. _________ m³

- del lote de refacciones:

· masa total _________ ton, · volumen total aprox. _________ m³

b) Masas y dimensiones generales del transformador totalmente armado con accesorios y aceite

aislante.

- masa _________________________ ton - altura sin boquillas __________ m; altura con boquillas____m - largo ____________________ m - ancho______________ m - altura para remover el núcleo ________________ m - altura para remover las boquillas _____________ m - volumen total del aceite aislante del transformador ____ litros



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E.6 RESPONSABILIDAD El licitante confirma y garantiza que acepta todos los términos y condiciones que se indican en este Apéndice E.

F I R M A S

______________________________________________________________________________________________ (Nombre de la compañía)

______________________________________________________________________________________________ (Nombre y puesto del representante)

_________________________________ (Firma) _________________________________ _________________________________ Testigo (nombre y firma) Testigo (nombre y firma) _________________________________ (Fecha)

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERISTICAS PARTICULARES PARA: TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA PARA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Correspondiente a la especificación CFE K0000-13

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CPE

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CARACTERÍSTICAS GENERALES

Requisición No. ___________________________________________________ Lote No. ___________________

___________________________________________________________________________________________ (cantidad y generales del equipo)

Descripción corta _____________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________________

Nivel de contaminación: Medio_________ Alto____________

CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO

1 Tipo de equipo __________________ 2 Número de devanados ________________ 3 Tensiones nominales: 4 Conexiones: Devanado de alta tensión (H) ____ kV Devanado de alta tensión (H) ____ kV Devanado de baja tensión (X) ____kV Devanado de baja tensión (X) ____kV Devanado terciario (Y) _________ kV Devanado terciario (Y) _________ kV 5 Capacidad de los devanados (kVA)

Capacidad de los devanados Clase de enfriamiento Alta tensión

H Baja tensión

X Terciario

Y

6 Alternativas de radiadores: Normal ( ) Galvanizado ( ) 7 Detectores de temperatura: Que entreguen señales de: 4 mA - 20 mA ( ) 0 mA - 1 mA ( ) 8 Cambiador de derivaciones:

En alta tensión desenergizado, en baja tensión bajo carga ( ) En alta tensión bajo carga, sin cambiador en baja tensión ( ) En alta tensión desenergizado, sin cambiador en baja tensión ( )

Medio de extinción del cambiador bajo carga

Extinción con botellas de vacío ( ) o Extinción con contactos en aceite ( )

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERISTICAS PARTICULARES PARA: TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA PARA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Correspondiente a la especificación CFE K0000-13

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GARANTÍAS DE FUNCIONAMIENTO

Valores de pruebas dieléctricas en autotransformadores Capacidad de los devanados

Características Unidades Alta tensión H

Baja tensión X

Terciario Y

Clase de aislamiento kV Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado kV

Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado onda cortada kV

Tiempo mínimo de flameo ms Tensión inducida 7 200 ciclos kV Tensión de aguante a 60 Hz, 60 s kV

Características de los transformadores de corriente tipo boquilla.

Terminal Cantidad Relación Clase para medición y protección

Suministro de bases para apartarrayos en alta tensión. Si No Partes de repuesto requeridas por CFE.

Suministro de boquillas de uso especial. Si No

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