NTC2205

NORMA TÉCNICA NTC
COLOMBIANA 2205

2004-09-29

TRANSFORMADORES DE MEDIDA.
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

E: INSTRUMENT TRANSFORMERS. CURRENT TRANSFORMERS

CORRESPONDENCIA: esta norma es idéntica (IDT) por
traducción de la IEC 60044-1

DESCRIPTORES: transformador de medida-transformador
de corriente; transformador de corriente-
ensayos; transformador de corriente-
requisitos.

I.C.S.: 17.220.20

Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC)
Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. 6078888 - Fax 2221435

Prohibida su reproducción Cuarta actualización
Editada 2004-10-08

PRÓLOGO

El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo
nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993.

ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental
para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el
sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en
los mercados interno y externo.

La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica
está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último
caracterizado por la participación del público en general.

La NTC 2205 (Cuarta actualización) fue ratificada por el Consejo Directivo del 2004-09-29.

Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en
todo momento a las necesidades y exigencias actuales.

A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a
través de su participación en el Comité Técnico 144 Medidores de energía.

CHEC HAP ELECTRÓNICA
ELECTROCOSTA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A.
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO MEK LTDA.
-EPSA- RYMEL INGENIERÍA
EMPRESAS DE ENERGÍA DE PEREIRA SERVIMETERS
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las
siguientes empresas:

ACTARIS COLOMBIA S.A. ELECTRIFICADORA DE SANTANDER
ALDANA METERS LTDA. ELECTRIFICADORA DEL META
CEDELCA ELECTROLIMA
CENTRALES ELÉCTRICAS DE NORTE EMPRESA ANTIOQUEÑA DE ENERGÍA
DE SANTANDER EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ
CIDET EMPRESA DE ENERGÍA DE
COLTAVIRA CUNDINAMARCA
COMPAÑÍA AMERICANA DE EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO
MULTISERVICIOS - CAM EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN
COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE INCOMELEC
TULÚA INELCA
CREG INGEMERC
DIGITRON INGENIERÍA Y REPRESENTACIONES
DINTEC INPEL
DISICO MEDER S.A.

METRELEC INGENIERÍA LTDA. SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA COMERCIO
MTE LTDA. TRANSFORMADORES C&CO ENERGY LTDA.
PAFAL UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE
SERVISYSTEMS OCCIDENTE
SUATELL LTDA. UNIVERSIDAD DEL VALLE

ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados
normas internacionales, regionales y nacionales.

DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2205 (Cuarta actualización)

CONTENIDO

Página

0. INTRODUCCIÓN 1

1. GENERALIDADES .................................................................................................... 1

1.1 OBJETO .................................................................................................................... 1

1.2 REFERENCIAS NORMATIVAS ................................................................................. 2

2. DEFINICIONES.......................................................................................................... 3

2.1 DEFINICIONES GENERALES ................................................................................... 3

2.2 DEFINICIONES ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA MEDIDA .................................................................................... 7

2.3 DEFINICIONES ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA PROTECCIÓN........................................................................... 8

3. CONDICIONES DE SERVICIO NORMALES Y ESPECIALES................................. 10

3.1 CONDICIONES NORMALES EN SERVICIO ........................................................... 10

3.2 CONDICIONES DE SERVICIO ESPECIALES ......................................................... 11

3.3 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA........................................................................... 12

4. VALORES NORMALIZADOS .................................................................................. 12

4.1 VALORES NORMALIZADOS DE LAS CORRIENTES PRIMARIAS
NOMINALES ............................................................................................................ 12

4.2 VALORES NORMALIZADOS DE LAS CORRIENTES SECUNDARIAS
NOMINALES ............................................................................................................ 13

4.3 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL PERMANENTE....................................................13

4.4 VALORES NORMALIZADOS DE POTENCIA NOMINAL........................................ 13

4.5 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO NOMINALES ............................................... 13

4.6 LÍMITES DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA...................................................... 14


Página

5. REQUISITOS DE DISEÑO ....................................................................................... 15

5.1 REQUISITOS DEL AISLAMIENTO .......................................................................... 15

5.2 REQUISITOS MECÁNICOS..................................................................................... 21

6. CLASIFICACIÓN DE LOS ENSAYOS ..................................................................... 21

6.1 ENSAYOS TIPO....................................................................................................... 21

6.2 ENSAYOS DE RUTINA............................................................................................ 22

6.3 ENSAYOS ESPECIALES......................................................................................... 22

7. ENSAYOS TIPO....................................................................................................... 23

7.1 ENSAYOS DE CORRIENTE DE CORTA DURACIÓN............................................. 23

7.2 ENSAYO DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA..................................................... 24

7.3 ENSAYOS DE IMPULSO EN EL DEVANADO PRIMARIO...................................... 24

7.4 ENSAYOS EN HUMEDAD PARA TRANSFORMADORES DE TIPO EXTERIOR ... 26

7.5 MEDICIÓN DE PERTURBACIONES RADIOELÉCTRICAS..................................... 26

8. ENSAYOS DE RUTINA............................................................................................ 27

8.1 VERIFICACIÓN DE LA MARCACIÓN DE LOS TERMINALES................................. 27

8.2 ENSAYOS A FRECUENCIA INDUSTRIAL EN DEVANADOS PRIMARIOS
Y MEDICIÓN DE DESCARGAS PARCIALES ......................................................... 27

8.3 ENSAYOS A FRECUENCIA INDUSTRIAL ENTRE SECCIONES DE
DEVANADOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS Y EN DEVANADOS
SECUNDARIOS ....................................................................................................... 29

8.4 ENSAYO DE SOBRETENSIÓN ENTRE ESPIRAS.................................................. 29

9. ENSAYOS ESPECIALES......................................................................................... 30

9.1 ENSAYO DE IMPULSO RECORTADO EN EL DEVANADO PRIMARIO ................ 30


Página

9.2 MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA Y DEL FACTOR DE DISIPACIÓN
DIELÉCTRICA ......................................................................................................... 30

9.3 ENSAYOS MECÁNICOS ......................................................................................... 31

10. MARCACIÓN ........................................................................................................... 32

10.1 MARCACIÓN DE LOS TERMINALES - REGLAS GENERALES ............................ 32

10.2 MARCACIÓN DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS .......................................... 33

11. REQUISITOS ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA MEDIDA .................................................................................. 34

11.1 DESIGNACIÓN DE LA CLASE DE EXACTITUD PARA
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA MEDIDA ...................................... 34

11.2 LÍMITES DE ERROR DE CORRIENTE Y DESPLAZAMIENTO DE FASE
PARA LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA MEDIDA................... 34

11.3 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EXTENDIDA .......................................... 36

11.4 ENSAYOS TIPO PARA LA EXACTITUD DE TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA MEDIDA .................................................................................. 36

11.5 ENSAYOS DE RUTINA PARA EXACTITUD DE LOS TRANSFORMADORES
DE CORRIENTE PARA MEDIDA............................................................................. 37

11.6 FACTOR DE SEGURIDAD DEL INSTRUMENTO ................................................... 37

11.7 ROTULADO DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE PARA MEDIDA........................................... 37

12. REQUISITOS ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
PARA PROTECCIÓN............................................................................................... 38

12.1 FACTORES LÍMITE DE EXACTITUD NORMALIZADOS ........................................ 38

12.2 CLASES DE EXACTITUD PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
PARA PROTECCIÓN............................................................................................... 38

12.3 LÍMITES DE ERRORES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN.......................................................................................................... 38


Página

12.4 ENSAYOS TIPO Y DE RUTINA PARA ERROR DE CORRIENTE Y
DESPLAZAMIENTO DE FASE DE LOS TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA PROTECCIÓN......................................................................... 38

12.5 ENSAYOS TIPO PARA ERROR COMPUESTO ...................................................... 39

12.6 ENSAYOS DE RUTINA PARA ERROR COMPUESTO ........................................... 39

12.7 MARCACIÓN DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN ................................. 40

PARA PROTECCIÓN CLASE PR............................................................................ 40

13.1 FACTORES LÍMITE DE EXACTITUD NORMALIZADA........................................... 40

13.2 CLASES DE EXACTITUD PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

13.3 LÍMITES DE ERROR PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

13.4 ENSAYOS TIPO Y DE RUTINA PARA ERROR DE CORRIENTE Y
DESPLAZAMIENTO DE FASE DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

13.5 MARCACIÓN DE LAS PLACAS DE CARACTERÍSTICAS DE
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE CLASE PR ....................................... 42

PARA PROTECCIÓN CLASE PX ............................................................................ 42

14.1 ESPECIFICACIÓN DE DESEMPEÑO PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA PROTECCIÓN CLASE PX ..........................................................42

14.2 REQUISITOS DE AISLAMIENTO PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE DE PROTECCIÓN CLASE PX ........................................................... 42

14.3 ENSAYOS TIPO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN CLASE PX ....................................................................................... 43

14.4 ENSAYOS DE RUTINA PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN CLASE PX ....................................................................................... 43

14.5 ROTULADO DE LA PLAZA DE CARACTERÍSTICAS PARA
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CLASE PX ............................................. 44


Página

ANEXOS

ANEXO A (Normativo) TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN .. 51

ANEXO B (Informativo) ENSAYO DE IMPULSO RECORTADO MÚLTIPLE..................... 56

TABLAS

Tabla 1 Categorías de temperatura ......................................................................... 10

Tabla 2 Límites de elevación de temperatura de los devanados ......................... 14

Tabla 3 Niveles de aislamiento nominales para devanados primarios de
transformadores con la tensión más alta para equipo de Um <300 kV .... 16

Tabla 4 Niveles de aislamiento nominales para devanados primarios de
transformadores con la tensión más alta para equipo Um <300 kV ......... 17

Tabla 5 Tensiones no disruptivas a frecuencia industrial para devanados
primarios de transformadores con la tensión más alta para equipo
Um <300 kV ................................................................................................... 17

Tabla 6 Tensiones de ensayo de descargas parciales y niveles permisibles...... 18

Tabla 7 Distancias de fuga....................................................................................... 19

Tabla 8 Cargas del ensayo de resistencia estática................................................ 21

Tabla 9 Modalidades de aplicación de las cargas de ensayo que se deben
aplicar a los terminales primarios.............................................................. 31

Tabla 10 Marcación de los terminales ...................................................................... 33

Tabla 11 Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para
transformadores de corriente para medición (Clases 0,1 a 1) ................. 35

Tabla 12 Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para
transformadores de corriente para medición, para casos especiales .... 36

Tabla 13 Límites de error de corriente para transformadores de corriente
para medición (Clase 3 y 5) ........................................................................ 36

Tabla 14 Límites de error de los transformadores de corriente para protección .. 38

Tabla 15 Límites de error para transformadores de corriente de protección
Clase PR ...................................................................................................... 41


TRANSFORMADORES DE MEDIDA.
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

0. INTRODUCCIÓN

Para los propósitos de esta norma se han hecho los siguientes cambios editoriales con
respecto a su documento de referencia:

- Se omitió la expresión "esta parte de la norma IEC 60044".

- En el numeral 1.2 se incluyen algunas NTC idénticas a las normas IEC
correspondientes.

- En el numeral 7.2, cuarto párrafo se adicionó la siguiente oración: "(consultar la
NTC 2805 para orientación acerca de este método)", para orientar al usuario al
aplicar el método de variación de resistencia.

1. GENERALIDADES

1.1 OBJETO

La presente norma se aplica a transformadores de corriente nuevos para uso con instrumentos de
medición eléctrica y dispositivos de protección eléctrica con frecuencias entre 15 Hz y 100 Hz.

Aunque los requisitos se relacionan básicamente con transformadores con devanados
separados, también se aplican, en donde sea apropiado, a autotransformadores.

El numeral 11 presenta los requisitos y ensayos, además de los de los numerales 3 a 10, que
son necesarios para transformadores de corriente para uso con instrumentos de medición
eléctrica.

El numeral 12 presenta los requisitos y ensayos, además de los de los numerales 3 a 10, que
son necesarios para transformadores de corriente para uso con relés de protección eléctrica y
en particular, para formas de protección en las cuales el requisito principal es el sostenimiento
de la exactitud hasta varias veces la corriente nominal.

Para algunos sistemas de protección, en donde las características del transformador de
corriente dependen del diseño total del equipo de protección (por ejemplo: sistemas
balanceados de alta velocidad y protección de falla a tierra en sistemas de tierra resonantes),

1


en el numeral 13 se establecen requisitos adicionales para transformadores clase PR y en el
numeral 14 para transformadores Clase PX.

El numeral 13 comprende los requisitos y ensayos adicionales a los de los numerales 3 a 10,
que son necesarios para transformadores de corriente para uso con relés de protección
eléctrica y en particular para formas de protección en las cuales el requisito principal es la
ausencia de flujo remanente.

El numeral 14 comprende los requisitos y ensayos adicionales a los de los numerales 3 a 10,
que son necesarios para transformadores de corriente para uso con relés de protección
eléctrica, y en particular para formas de protección para las cuales el conocimiento de la
característica de excitación del secundario del transformador, la resistencia del devanado del
secundario, la resistencia de carga del secundario y la relación de las espiras es suficiente para
evaluar su desempeño en relación con el sistema del relé de protección con el que se va a
usar.

Los transformadores de corriente para medida y protección deben cumplir con los numerales
de esta norma.

1.2 REFERENCIAS NORMATIVAS

Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de
este documento normativo. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada.
Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento normativo referenciado
(incluida cualquier corrección).

GTC 56:1998, Guía para la selección de aisladores bajo condiciones de contaminación (IEC 815).

NTC 276:1997, Evaluación térmica y clasificación del aislamiento eléctrico (IEC 85)

NTC 2613:1989, Medidores de descarga parcial (IEC 270).

NTC 3328:1999, Coordinación de aislamiento. Definiciones, principios y reglas. (IEC 60071-1).

NTC 4591:1999, Técnicas de ensayo de alta tensión. Definiciones generales y requisitos de
ensayo. (IEC 60060-1).

IEC 60028:1925, International Standard of Resistance for Copper.

IEC 60038:1983, IEC Standard Voltages.

IEC 60044-6:1992, Instrument Transformers. Part 6: Requirements for Protective Current
Transformers for Transient Performance.

IEC 60050(321):1986, International Electrotechnical Vocabulary. Chaptre 321: Instrument
Transformes.

IEC 60121:1960, Recommendation for Commercial Annealed Aluminium Electrical Conductor
Wire.

IEC 60567:1992, Guide for the Sampling of Gases and of Oil from Oil-filled Electrical Equipment
and for the Analysis of Free and Dissolved Gasses.

2


IEC 60599:1978, Interpretation of the Analysis of Gases in Transformers and Other Oil-Filled
Electrical Equipment in Service.
IEC 60721, Classification of Environmental Conditions.

CISPR 18-2, 1986, Radio Interference Characteristics of Overhead Power Lines and High-
Voltage Equipment. Part 2: Methods of Measurement and Procedure for Determining Limits.

2. DEFINICIONES

Para el propósito de esta norma, se aplican las siguientes definiciones:

2.1 DEFINICIONES GENERALES

2.1.1
transformador para instrumentos
transformador previsto para alimentar instrumentos de medición, medidores, relés y otros
aparatos similares (IEV 321-01-01 modificada).

2.1.2
transformador de corriente
transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria, en condiciones normales de
uso, es substancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es
aproximadamente cero para una dirección apropiada de las conexiones (IECV 321-02-01).

2.1.3
devanado primario
devanado a través del cual fluye la corriente por transformar.

2.1.4
devanado secundario
devanado que alimenta los circuitos de corriente de los instrumentos de medición, medidores,
relés o aparatos similares.

2.1.5
circuito secundario
circuito externo alimentado por el devanado secundario de un transformador.

2.1.6
corriente primaria nominal
el valor de la corriente primaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador (IEV 321-01-11).

2.1.7
corriente secundaria nominal
el valor de la corriente secundaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador (IEV 321-01-15).

2.1.8
relación de transformación real
la relación de la corriente primaria real a la corriente secundaria real (IEV 321-01-17
modificado).

2.1.9
relación de transformación nominal
la relación de la corriente primaria nominal a la corriente secundaria nominal (IEC 321-01-19).

3


2.1.10
error de corriente (error de relación)
el error que un transformador introduce en la medición de una corriente y que surge del hecho
de que la relación de transformación real no es igual a la corriente de transformación nominal
(IEV 3 21-01-21).

El error de corriente expresado en porcentaje está dado por la fórmula:

Error de corriente % =
(K n I s − I p ) x 100
Ip

de donde

Kn es la relación de transformación nominal;

Ip es la corriente primaria real;

Is es la corriente secundaria real cuando Ip fluye, bajo las condiciones de medición.

2.1.11
desplazamiento de fase
la diferencia en fase entre los vectores de corriente primaria y secundaria. La dirección de los
vectores es tal que para un transformador ideal el ángulo es cero (IEV 321-01-23).

El desplazamiento de fase es positivo cuando el vector de corriente secundaria adelanta al
vector de corriente primaria. Se expresa generalmente en minutos o centirradianes.

NOTA Esta definición es estrictamente correcta para corrientes sinusoidales únicamente.

2.1.12
clase de exactitud
designación asignada a un transformador de corriente cuyos errores permanecen dentro de los
límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas.

2.1.13
carga
la impedancia del circuito secundario en ohmios a un factor de potencia.

La carga se expresa generalmente como la potencia aparente en voltamperios, absorbida a un
factor de potencia especificado y a la corriente secundaria nominal.

2.1.14
carga nominal
el valor de la carga en el cual se basan los requisitos de exactitud de esta norma.

2.1.15
capacidad de salida nominal
el valor de la potencia aparente (en voltamperios a un factor de potencia especificado) previsto
para ser suministrado por el transformador al circuito secundario, a la corriente secundaria
nominal y con la carga nominal conectada a éste.

2.1.16
tensión más alta para el equipo
es el mayor valor de tensión eficaz, de fase a fase, para el cual se ha diseñado el
transformador, con respecto a su aislamiento.

4


2.1.17
tensión más alta de un sistema
el valor más alto de la tensión de funcionamiento que se produce bajo condiciones normales de
funcionamiento, en cualquier momento y en cualquier punto del sistema.

2.1.18
nivel de aislamiento nominal
la combinación de los valores de tensión que caracteriza el aislamiento de un transformador
con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos.

2.1.19
sistema con neutro aislado
sistema en donde el punto neutro no está conectado intencionalmente a tierra, excepto para
conexiones de alta impedancia para propósitos de protección o medición (IEV 601-02-24).

2.1.20
sistema con neutro sólidamente aterrizado
sistema cuyo(s) punto(s) neutro(s) está(n) puesto(s) a tierra directamente (IEV 601-02-26).

2.1.21
sistema (neutro) puesto a tierra con impedancias
un sistema cuyo(s) punto(s) neutro(s) está(n) puestos a tierra a través de impedancias para
limitar las corrientes de falla a tierra (IEV 601-02-26).

2.1.22
sistema (neutro) de puesta a tierra resonante
sistema en el cual uno o más puntos neutros se conectan a tierra a través de reactancias que
compensan aproximadamente el componente capacitivo de una corriente de falla monofásica a
tierra (IEV 601-02-27).

NOTA Con la puesta a tierra resonante de un sistema, la corriente residual en la falla está limitada en tal medida,
que una falla de arco en el aire normalmente se autoextingue.

2.1.23
factor de falla a tierra
en un sitio dado en un sistema trifásico es la relación entre el valor eficaz más alto de tensión de
fase a tierra a frecuencia industrial en una fase sin falla, durante una falla a tierra (que afecta una o
más fases en cualquier punto en el sistema), y el valor eficaz de la tensión de fase a tierra a
frecuencia industrial, que se obtendría en un sitio dado en ausencia de tal falla (IEV 604-03-06).

2.1.24
sistema con neutro a tierra
sistema en el cual el neutro está conectado a tierra, ya sea sólidamente o a través de una
resistencia o reactancia de un valor lo suficientemente bajo para reducir las oscilaciones
transitorias y para dar una corriente suficiente para protección selectiva de falla a tierra:

a) Un sistema con neutro conectado efectivamente a tierra en un sitio dado es un
sistema caracterizado por un factor de falla a tierra en este punto, el cual no es
superior a 1,4.

NOTA Esta condición se obtiene en general cuando para todas las configuraciones del sistema, la
relación de la reactancia de secuencia cero a la reactancia de secuencia positiva es menor que 3 y la
relación de la resistencia de secuencia cero a la reactancia de secuencia positiva es menor que 1.

5


b) Un sistema con neutro no conectado efectivamente a tierra en un sitio dado es
un sistema caracterizado por un factor de falla a tierra en este punto, el cual
puede ser superior a 1,4.

2.1.25
instalación expuesta
instalación en la cual el aparato se somete a sobretensiones de origen atmosférico.

NOTA Normalmente estas instalaciones están conectadas a líneas aéreas de transmisión, ya sea directamente o a
través de un tramo de cable corto.

2.1.26
instalación no expuesta
instalación en la cual el aparato no está sometido a sobretensiones de origen atmosférico.

NOTA Normalmente estas instalaciones están conectadas a redes de cables.

2.1.27
frecuencia nominal
el valor de la frecuencia en el cual se basan los requisitos de esta norma.

2.1.28
corriente térmica nominal de corta duración (Ith)
el valor eficaz de la corriente primaria que un transformador soportará durante 1 s sin sufrir
efectos perjudiciales, cuando el secundario está en cortocircuito.

2.1.29
corriente dinámica nominal (Idyn)
el valor pico de la corriente primaria que un transformador soportará sin sufrir daño eléctrico o
mecánico debido a las fuerzas electromagnéticas resultantes, cuando el devanado secundario
está en cortocircuito.

2.1.30
corriente térmica nominal permanente (Icth)el valor de la corriente que se puede permitir fluir
continuamente en el devanado primario, cuando el devanado secundario está conectado a la
carga nominal, sin que el aumento de temperatura exceda los valores especificados.

2.1.31
corriente excitadora
el valor eficaz de la corriente, tomado por el devanado secundario de un transformador de
corriente, cuando se aplica una tensión sinusoidal de frecuencia nominal a los terminales
secundarios, y el devanado primario y cualquier otro están en circuito abierto.

2.1.32
carga resistiva nominal (Rb)
valor nominal de la carga resistiva conectada al secundario, expresado en ohmios.

2.1.33
resistencia del devanado secundario (Rct)
resistencia con corriente continua del devanado secundario, en ohmios, corregida a 75 °C u
otra temperatura especificada.

6


2.1.34
error compuesto
en condiciones de régimen estable, es el valor eficaz de la diferencia entre:

a) Los valores instantáneos de la corriente primaria, y

b) Los valores instantáneos de la corriente secundaria real multiplicada por la
relación de transformación nominal, los signos positivos de las corrientes
primaria y secundaria corresponden a la convención para marcación de
terminales.

El error compuesto εc se expresa generalmente como un porcentaje de los valores eficaces de
la corriente primaria de acuerdo con la fórmula:

T

∫ (k i − i ) dt
100 1 2
εc = ns p
Ip T
0

de donde

Kn es la relación de transformación nominal.

Ip es el valor eficaz de la corriente primaria;

ip es el valor instantáneo de la corriente primaria;

is es el valor instantáneo de la corriente secundaria;

T es la duración de un ciclo.

2.1.35 Transformador de corriente de relación múltiple

Transformador de corriente en el que se obtienen más relaciones conectando las secciones del
devanado primario en serie o en paralelo o por medio de conmutadores (taps) en el devanado
secundario.

2.2 DEFINICIONES ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
MEDIDA

2.2.1
transformador de corriente para mediciones
transformador de corriente diseñado para alimentar instrumentos de medición, medidores y
dispositivos similares.

2.2.2
corriente primaria límite nominal del instrumento (IPL)
es el valor de la corriente primaria mínima a la cual el error compuesto del transformador de
corriente para mediciones es igual o superior al 10 %, y la carga secundaria es igual a la carga
nominal.

NOTA Es conveniente que el error compuesto sea mayor del 10 %, con el fin de proteger el aparato alimentado
por el transformador contra las altas corrientes producidas en el caso de falla del sistema.

7


2.2.3
factor de seguridad del instrumento (FS)
es la relación de la corriente primaria límite nominal del instrumento a la corriente primaria
nominal.

NOTA 1 Es conveniente prestar atención al hecho de que el factor real de seguridad del instrumento se ve
afectado por la carga.

NOTA 2 En el caso de corrientes de falla en el sistema que fluyen a través del devanado primario de un
transformador de corriente, la seguridad del aparato alimentado por el transformador es mayor cuando el valor del
factor de seguridad nominal del instrumento (FS) es pequeño.

2.2.4
fuerza electromotriz límite del secundario
es el producto del factor de seguridad del instrumento FS, la corriente secundaria nominal y la
suma vectorial de la carga nominal y la impedancia del devanado secundario.

NOTA 1 El método por el cual se calcula la fuerza electromotriz límite del secundario dará un valor superior al real.
Se escogió para aplicar el mismo método de ensayo que en los numerales 11.6 y 12.5 para transformadores de
corriente de protección.

Se pueden usar otros métodos, de común acuerdo entre el fabricante y el comprador.

NOTA 2 Para calcular la fuerza electromotriz límite del secundario, se recomienda corregir la resistencia del
devanado secundario para una temperatura de 75 °C.

2.3 DEFINICIONES ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN

2.3.1
transformador de corriente para protección
transformador de corriente previsto para alimentar los relés de protección.

2.3.2
corriente primaria límite de exactitud nominal
el valor más alto de la corriente primaria para el cual el transformador cumplirá los requisitos de
error compuesto.

2.3.3
factor límite de exactitud
la relación de la corriente primaria límite de exactitud nominal a la corriente primaria nominal.

2.3.4
fuerza electromotriz límite del secundario
es el producto del factor límite de exactitud, la corriente secundaria nominal y la suma vectorial
de la carga nominal y la impedancia del devanado secundario.

2.3.5
transformador de corriente para protección de clase PR
transformador de corriente con un factor de remanencia limitado para el cual, en algunos
casos, también se puede especificar un valor de la constante de tiempo secundario y/o un valor
máximo de resistencia del devanado secundario.

2.3.6
flujo de saturación (ψs)
el valor pico del flujo que existiría dentro de un núcleo en la transición de la condición no
saturada a la completamente saturada, y se considera que es ese punto sobre la característica
8


B-H para el núcleo involucrado, en el cual un aumento del 10 % en B hace que H se
incremente en un 50 %.

2.3.7
flujo remanente (ψr)
el valor del flujo que permanecería en el núcleo 3 min después de la interrupción de una
corriente de excitación de magnitud suficiente para inducir el flujo de saturación (ψs) definido en
el numeral 2.3.6.

2.3.8
factor de remanencia (Kr)
la relación Kr = 100 x ψr / (ψs), expresada como un porcentaje (%).

2.3.9
constante de tiempo nominal del bucle secundario (Ts)
valor de la constante de tiempo del bucle secundario del transformador de corriente, obtenido
de la suma de la inductancia magnetizante y de fuga (Ls) y de la resistencia del bucle
secundario (Rs).

Ts = Ls / Rs

2.3.10
característica de excitación
presentación tabular o gráfica de la relación entre el valor eficaz de la corriente de excitación y
una fuerza electromotriz sinusoidal de valor eficaz aplicada a los terminales secundarios de un
transformador de corriente, con el primario y otros devanados en circuito abierto, en un rango
de valores suficiente para determinar las características desde los niveles bajos de excitación
hasta el valor nominal de la tensión de f. e. m. del punto de codo.

2.3.11
transformador de corriente para protección clase PX
transformador de baja inductancia de fuga para el cual el conocimiento de la característica de
excitación secundaria del transformador, la resistencia del devanado secundario, la resistencia
de carga secundaria y la relación de las espiras es suficiente para evaluar su desempeño con
relación al sistema de relé de protección con el que se va a usar.

2.3.12
valor nominal de f. e. m. del punto de codo (Ek)
valor mínimo de la f. e. m. sinusoidal eficaz a frecuencia industrial nominal, cuando se aplica a
los terminales secundarios del transformador, con todos los otros terminales en circuito abierto,
el cual, cuando se aumenta en un 10 %, causa que el valor eficaz de la corriente de excitación
aumente en máximo el 50 %.

NOTA El valor real de la f. e. m. del punto de codo será ≥ el valor nominal de f. e. m. del punto de codo.

2.3.13
relación nominal de las espiras
la relación requerida entre el número de espiras primarias, y el número de espiras secundarias.

EJEMPLO 1 1/600 (una espira primaria con seiscientas espiras secundarias)

EJEMPLO 2 2/1 200 (transformador de corriente con una relación similar al ejemplo 1,
pero empleando dos espiras primarias).

9


2.3.14
error en la relación de las espiras
la diferencia entre las relaciones de las espiras nominales y las reales, expresada como un
porcentaje:

(relación de las espiras realesrelación de las espiras nominales)
Error en la relación de las espiras(%) = x 100
relación de las espiras nominales

2.3.15
factor de dimensionamiento (Kx)
factor asignado por el comprador para indicar el múltiplo de la corriente secundaria nominal (Isn)
que ocurre bajo condiciones de falla del sistema de potencia, inclusive de factores de
seguridad, hasta el cual se requiere que el transformador cumpla los requisitos de desempeño.

3. CONDICIONES DE SERVICIO NORMALES Y ESPECIALES

En la serie de normas IEC 60721 se presenta información detallada concerniente a la
clasificación de las condiciones ambientales.

3.1 CONDICIONES NORMALES EN SERVICIO

3.1.1 Temperatura del ambiente.

Los transformadores de corriente se clasifican en tres categorías, como se establece en la
Tabla 1.

Tabla 1. Categorías de temperatura

Categoría Temperatura mínima Temperatura máxima
°C °C
- 5/40 -5 40
- 25/40 - 25 40
- 40/40 - 40 40
NOTA Al seleccionar la categoría de temperatura, se recomienda tener en cuenta las condiciones de
almacenamiento y transporte.

3.1.2 Altitud

La altitud no excede 1 000 m.

3.1.3 Vibraciones o temblores de tierra

Las vibraciones debidas a causas externas al transformador de corriente o temblores de tierra
son despreciables.

3.1.4 Otras condiciones de servicio para transformadores de corriente para interiores.

Otras condiciones de servicio consideradas son:

a) La influencia de la radiación solar puede despreciarse.

10


b) El aire del ambiente no este significativamente contaminado por polvo, humo,
gases corrosivos, vapores o sal.

c) Las condiciones de humedad son:

1) El valor promedio de la humedad relativa, medida durante un período de
24 h, no excede el 95 %

2) El valor promedio de la presión del vapor de agua para un período de 24 h
no excede 2,2 kPa

3) El valor promedio de la humedad relativa, para un período de un mes, no
excede el 90 %

4) El valor promedio de la presión del vapor de agua, para un período de un
mes, no excede 1,8 kPa.

Para estas condiciones, ocasionalmente se puede presentar condensación.

NOTA 1 Se puede esperar condensación cuando se presentan cambios bruscos de temperatura en períodos de
alta humedad.

NOTA 2 Para soportar los efectos de la humedad alta y de la condensación, tales como la falla del aislamiento o la
corrosión de las partes metálicas, se recomienda usar transformadores de corriente diseñados para estas
condiciones.

NOTA 3 La condensación se puede evitar mediante un diseño especial de la carcasa, ventilación adecuada y
calentamiento, o el uso de equipo deshumidificador.

3.1.5 Otras condiciones de servicio para transformadores de corriente en exteriores

Otras condiciones de servicio consideradas son:

a) Valor promedio de la temperatura del aire ambiente, medida en un período de
24 h, no excede 35 °C.

b) Se recomienda considerar la radiación solar hasta un nivel de 1 000 W/m2 (en un
día claro a medio día).

c) El aire ambiente puede estar contaminado por polvo, humo, gas. vapores o sal.

Los niveles de contaminación se dan en la Tabla 7.

d) La presión del viento no excede los 700 Pa (correspondiente a una velocidad del
viento de 34 m/s).

e) Se recomienda tener en cuenta la presencia de condensación o precipitación.

3.2 CONDICIONES DE SERVICIO ESPECIALES

Cuando se pueden usar transformadores de corriente en condiciones diferentes de las de
servicio normal presentadas en el numeral 3.1, se recomienda que los requisitos de los
usuarios hagan referencia a pasos normalizados, como sigue:

11


3.2.1 Temperatura ambiente

Para instalación en un sitio en donde la temperatura ambiente puede estar significativamente
por fuera del intervalo de condiciones normales de servicio establecidas en el numeral 3.1.1, se
recomienda que los intervalos preferidos de temperatura máxima y mínima sean:

- - 50 °C y 40 °C para climas muy fríos.

- - 5 °C y 50 °C para climas muy calientes.

En algunas regiones con presencia frecuente de vientos húmedos y cálidos, se pueden
presentar cambios de temperatura que dan como resultado condensación, incluso en interiores.

NOTA. Bajo algunas condiciones de radiación solar se pueden usar medidas apropiadas, por ejemplo techados,
ventilación forzada, etc., o desclasificación, con el fin de no exceder las elevaciones de temperatura especificadas.

3.2.2 Altitud

Para instalación a una altitud superior a 1 000 m, la distancia de arco bajo las condiciones
atmosféricas de referencia normalizadas se debe determinar multiplicando las tensiones no
disruptivas exigidas en condición de servicio por un factor k, de acuerdo con la Figura 1.

NOTA En cuanto al aislamiento interno, la rigidez dieléctrica no se ve afectada por la altitud. El método para
verificar el aislamiento externo se debe acordar entre el fabricante y el comprador.

3.2.3 Terremotos

Los requisitos y ensayos se encuentran en estudio.

3.3 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

Los sistemas de puesta a tierra considerados, son:

a) Sistema con neutro aislado (véase el numeral 2.1.20).

b) Sistema de tierra resonante (véase el numeral 2.1.23).

c) Sistema con neutro puesto a tierra (véase el numeral 2.1.25).

1) Sistema con neutro puesto directamente a tierra (véase el numeral 2.1.21).

2) Sistema con neutro puesto a tierra por impedancia (véase el numeral 2.1.22)

4. VALORES NORMALIZADOS

4.1 VALORES NORMALIZADOS DE LAS CORRIENTES PRIMARIAS NOMINALES

4.1.1 Transformadores de relación sencilla

Los valores normalizado de las corrientes primarias nominales son:

10 - 12,5 - 15 - 20 - 25 - 30 - 40 - 50 - 60 - 75 A

y sus múltiplos o fracciones decimales.
12


Los valores preferidos son los subrayados.

4.1.2 Transformadores de relación múltiple

Los valores normalizados presentados en el numeral 4.1.1 hacen referencia a los valores más
bajos de la corriente primaria nominal.

4.2 VALORES NORMALIZADOS DE LAS CORRIENTES SECUNDARIAS NOMINALES

Los valores normalizados de las corrientes secundarias nominales son 1A, 2A y 5A, pero el
valor preferido es 5A.

NOTA Para transformadores previstos para grupos conectados en delta, los valores precedentes divididos por 3
también son valores normalizados.

4.3 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL PERMANENTE

El valor normalizado de la corriente térmica nominal permanente es la corriente primaria
nominal.

Cuando se especifica una corriente térmica nominal permanente mayor que la corriente
primaria nominal, los valores preferidos deberían ser de 120 % a 150 % y 200 % de la corriente
primaria nominal.

4.4 VALORES NORMALIZADOS DE POTENCIA NOMINAL

Los valores normalizados de potencia nominal hasta 30 VA son:

2,5 - 5,0 - 10 - 15 y 30 VA

Los valores sobre 30 VA se pueden seleccionar para responder a las necesidades.

NOTA Para un transformador dado, si uno de los valores de salida nominal es normalizado y asociado con una
clase de exactitud normalizada, la declaración de otras salidas nominales, que pueden ser valores no normalizados,
pero asociados con otras clases de exactitud normalizadas, también se pueden indicar.

4.5 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO NOMINALES

Los transformadores de corriente alimentados con un devanado primario fijo o conductor deben
cumplir los requisitos de los numerales 4.5.1 y 4.5.2.

4.5.1 Corriente térmica nominal de corta duración (Ith)

Una corriente térmica nominal de corta duración (Ith) se debe asignar al transformador (véase el
numeral 2.1.25).

4.5.2 Corriente dinámica nominal (Idyn)

El valor de la corriente dinámica nominal (Idyn) debe ser normalmente 2,5 veces la corriente
térmica nominal de corta duración (Ith) y se debe indicar en la placa de características cuando
es diferente de este valor (véase el numeral 2.1.26).

13


4.6 LÍMITES DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA

La elevación de temperatura de un transformador de corriente cuando transporta una corriente
primaria igual a la corriente térmica continua nominal, con una carga de factor de potencia
unitaria correspondiente a la potencia nominal, no debe exceder el valor apropiado presentado
en la Tabla 2. Estos valores se basan en las condiciones de servicio del numeral 3.

Si se especifican temperaturas del ambiente de valores superiores a los del numeral 3.1, la
elevación de temperatura permisible en la Tabla 2 se debe reducir en una cantidad igual al
exceso de temperatura ambiente.

Si se especifica un transformador para servicio a una altitud superior a 1 000 m, y se ensaya a
una altitud por debajo de 1 000 m, los límites de elevación de temperatura dados en la Tabla 2
se deben reducir en las siguientes cantidades por cada 100 m que la altitud en el sitio de
operación exceda los 1 000 m:

a) Transformadores sumergidos en aceite 0,4 %

b) Transformadores de tipo seco 0,5 %

La elevación de temperatura de los devanados está limitada por la menor clase de aislamiento,
ya sea del propio devanado o del medio circundante en que se encuentra embebido. Las
máximas elevaciones de temperatura de las clases de aislamiento se dan en la Tabla 2.

Tabla 2. Límites de elevación de temperatura de los devanados

Clases de aislamiento Elevación máxima de
(de acuerdo con la NTC 276 (IEC 60085)) temperatura
K
Todas las clases sumergidas en aceite 60
Todas las clases sumergidas en aceite y selladas herméticamente. 65
Todas las clases sumergidas en un compuesto bituminoso 50
Clases no sumergidas en aceite o compuesto bituminoso:
Y 45
A 60
E 75
B 85
F 110
H 135
NOTA Con algunos productos, por ejemplo: resinas, se recomienda que el fabricante especifique la
clase de aislamiento pertinente.

Cuando el transformador cuenta con un tanque conservador, posee un gas inerte sobre el
aceite, o está sellado herméticamente, la elevación de temperatura del aceite en la parte
superior del tanque o carcasa no debe exceder los 55 K.

Si no existe ninguna de las disposiciones anteriores, la elevación de temperatura del aceite en
la parte superior del tanque o carcasa no debe exceder los 50 K.

La elevación de temperatura medida en la superficie externa del núcleo y otras partes
metálicas en donde haya contacto o que están adyacentes al aislamiento, no deben exceder el
valor apropiado de la Tabla 2.

14


5. REQUISITOS DE DISEÑO

5.1 REQUISITOS DEL AISLAMIENTO

Estos requisitos se aplican a todos los tipos de aislamiento de transformadores de corriente.
Para transformadores de corrientes con aislamiento de gas pueden ser necesarios requisitos
complementarios (en estudio).

5.1.1 Niveles de aislamiento nominales para devanados primarios

El nivel de aislamiento nominal de un devanado primario de un transformador de corriente se
debe basar en su mayor tensión para el equipo Um.
Para un transformador de corriente sin devanado primario y sin aislamiento primario propio, se
supone un valor Um = 0,72 kV.

5.1.1.1 Para devanados con Um = 0,72 kV ó 1,2 kV, el nivel del aislamiento nominal se
determina por la tensión no disruptiva a frecuencia industrial, de acuerdo con la Tabla 3.

5.1.1.2 Para devanados con Um = 3,6 kV y mayores pero menores de 300 kV, el nivel de
aislamiento nominal se determina por las tensiones nominales no disruptivas de impulso tipo
rayo y a frecuencia industrial, y se deben escoger de acuerdo con la Tabla 4.

Para la selección entre niveles alternativos para el mismo valor de Um, véase la NTC 3328
(IEC 60071-1).

5.1.1.3 Para devanados con Um mayor o igual a 300 kV, el nivel de aislamiento nominal se
determina por las tensiones nominales no disruptivas de impulso tipo maniobra y tipo rayo y se
deben escoger de acuerdo con la Tabla 4.

Para la selección entre niveles alternativos para el mismo valor de Um, véase la NTC 3328
(IEC 60071-1).

15


Tabla 3. Niveles de aislamiento nominales para devanados primarios de transformadores
con la tensión más alta para equipo de Um < 300 kV

Tensión más alta Tensión nominal no
Tensión nominal no disruptiva
para el equipo Um disruptiva a frecuencia
de impulso tipo rayo (pico)
(valor eficaz) industrial (valor eficaz)
kV
kV kV
0,72 3 -
1,2 6 -
3,6 10 20
40
7,2 20 40
60
12 28 60
75
17,5 38 75
95
24 50 95
125
36 70 145
170
52 95 250
72,5 140 325
100 185 450
123 185 450
230 550
145 230 550
275 650
170 275 650
325 750
245 395 950
460 1 050
NOTA Para instalaciones expuestas, se recomienda escoger los niveles de aislamiento
más altos.

Tabla 4. Niveles de aislamiento nominales para devanados primarios
de transformadores con la tensión más alta para equipo Um ≥ 300 kV

Tensión para el Tensión nominal no Tensión nominal no
equipo Um disruptiva de impulso tipo disruptiva de impulso tipo
(valor eficaz) maniobra (pico) rayo (pico) kV
kV kV
300 750 950
850 1 050
362 850 1 050
950 1 175
420 1 050 1 300
1 050 1 425
525 1 050 1 425
1 175 1 550
765 1 425 1 950
1 550 2 100
NOTA 1 Para instalaciones expuestas, se recomienda escoger los niveles de
aislamiento más altos.
NOTA 2 Como los niveles de tensión de ensayo para Um = 765 kV no se han establecido
definitivamente, puede ser necesario intercambiar un poco los niveles de ensayo de impulso
tipo rayo y tipo maniobra.

16


5.1.2 Otros requisitos para aislamientos de devanados primarios

5.1.2.1 Tensión no disruptiva a frecuencia industrial

Los devanados con la tensión más alta para equipo Um ≥ 300 kV deben soportar la tensión no
disruptiva a frecuencia industrial correspondiente a la tensión no disruptiva de impulso tipo rayo
seleccionada de acuerdo con la Tabla 5.

5.1.2.2 Descargas parciales

Los requisitos de descargas parciales se aplican a transformadores de corriente con Um no
inferior a 7,2 kV.

El nivel de descarga parcial no debe exceder los límites especificados en la Tabla 6, a la
tensión de ensayo de descarga parcial especificada en la misma tabla, después de una tensión
preliminar aplicada de acuerdo con los procedimientos del numeral 8.2.2.

Tabla 5. Tensiones no disruptivas a frecuencia industrial para devanados primarios de
transformadores con la tensión más alta para equipo Um ≥ 300 kV

Tensión nominal no disruptiva de Tensión nominal no disruptiva a frecuencia
impulso tipo rayo (pico) industrial (valor eficaz)
kV kV
950 395
1 050 460
1 175 510
1 300 570
1 425 630
1 550 680
1 950 880
2 100 975

Tabla 6. Tensiones de ensayo de descargas parciales y niveles permisibles

Nivel permisible de descargas
Tensión de ensayo de las parciales
Tipo de puesta a tierra del descargas parciales pC
sistema (valor eficaz) Tipo de aislamiento
kV Sumergido en
Sólido
líquido
Um 10 50
Sistema con neutro puesto a tierra 5 20
1,2 U m
(factor de falla a tierra ≤ 1,5)
3

Um 10 50
Sistema aislado o con el neutro no
puesto a tierra efectivamente 1,2 U m 5 20
(factor de falla a tierra > 1,5) 3

NOTA 1 Si el sistema con neutro no se define, son válidos los valores dados para sistemas puestos a
tierra aislados o no puestos a tierra efectivamente.
NOTA 2 El nivel permisible de descargas parciales también es válido para frecuencias diferentes de la
nominal.

17


5.1.2.3 Impulso recortado tipo rayo

Si se especifica adicionalmente, el devanado primario debe estar en capacidad de soportar una
tensión de impulso recortado tipo rayo, con un valor pico de 115 % de la tensión de impulso
tipo rayo total.
NOTA Se pueden acordar valores inferiores de tensión de ensayo entre el fabricante y el comprador.

5.1.2.4 Capacitancia y factor de disipación dieléctrica

Estos requisitos se aplican solamente a transformadores con aislamiento de devanado primario
sumergido en líquido, con Um ≥ 72,5 kV.

Los valores de capacitancia y factor de disipación dieléctrica (tan δ) se deben referir a la
Um
frecuencia nominal y a un nivel de tensión en el intervalo de 10 kV a
3

NOTA 1 El propósito es controlar la uniformidad de la producción. Los límites para las variaciones permisibles
pueden ser objeto de un acuerdo entre el fabricante y el comprador.

NOTA 2 El factor de disipación dieléctrica depende del diseño del aislamiento, y de la tensión y la temperatura. Su
valor a U m y temperatura ambiente normalmente no excede 0,005.
3

5.1.2.5 Impulsos recortados múltiples

Si se acuerda adicionalmente, el devanado primario de los transformadores de corriente
sumergidos en aceite con Um ≥ 300 kV debe estar en capacidad de soportar impulsos
recortados múltiples para controlar el comportamiento a los esfuerzos de alta frecuencia
esperados en la operación.

Ya que no se cuenta con suficiente experiencia para proponer un programa de ensayo
definitivo y criterios de aceptación, en esta norma solamente se presenta alguna información
sobre un posible procedimiento de ensayo, en el Anexo B. La prueba de que el diseño es
adecuado, se deja al fabricante.

NOTA Se recomienda que el diseño sea examinado particularmente con respecto a las blindajes internos y
conexiones que portan corrientes transitorias.

5.1.3 Requisitos del aislamiento entre secciones

Para devanados primarios y secundarios divididos en dos o más secciones, la tensión nominal no
disruptiva a frecuencia industrial del aislamiento entre secciones debe ser de 3 kV (valor eficaz).

5.1.4 Requisitos del aislamiento para devanados secundarios

La tensión nominal no disruptiva a frecuencia industrial para aislamiento de devanados
secundarios debe ser de 3 kV (valor eficaz).

5.1.5 Requisitos del aislamiento entre espiras

La tensión nominal no disruptiva para aislamiento entre espiras debe ser 4,5 kV valor pico.

Para algunos tipos de transformadores, se pueden aceptar valores inferiores, de acuerdo con el
procedimiento de ensayo presentado en el numeral 8.4.

18


NOTA Debido al procedimiento de ensayo, la forma de la onda se puede distorsionar considerablemente.

5.1.6 Requisitos para el aislamiento externo

5.1.6.1 Contaminación

Para transformadores de corriente para exteriores con aisladores de cerámica susceptibles a la
contaminación, las distancias de fuga para niveles de contaminación dados se presentan en la
Tabla 7.

Tabla 7. Distancias de fuga

Nivel de contaminación Distancia de fuga específica nominal mínima Distancia de fuga
1) 2)
mm/kV Distancia de arco
l ligero 16 ≤ 3,5
ll mediano 20
lll fuerte 25 ≤ 4,0
lV muy fuerte 31
1) Relación de la distancia de fuga entre la fase y la tierra al valor eficaz entre fases de la tensión más elevada
para el equipo (véase la NTC 3328 (IEC 60071-1).
2) Para información adicional y tolerancias de fabricación sobre la distancia de fuga, véase la GTC 56.
NOTA 1 Se reconoce que el desempeño del aislamiento de la superficie se ve afectada considerablemente por la
forma del aislador.
NOTA 2 En áreas poco contaminadas, se pueden usar distancias de fuga específicas menores de 16 mm/kV,
dependiendo de la experiencia en servicio. 12 mm/kV parece ser un límite inferior.
NOTA 3 En casos de contaminación de una severidad excepcional, es posible que no sea adecuada una distancia
de fuga de 31 mm/kV. Dependiendo de la experiencia en servicio y/o de los resultados de ensayos en laboratorio, se
puede usar un valor más elevado de la distancia de fuga específica, pero en algunos casos es posible que tenga que
considerarse la viabilidad de un lavado.

19


5.1.7 Requisitos para perturbaciones radioeléctricas (RIV)

Este requisito se aplica a transformadores de corriente con Um ≥ 123 kV que se van a instalar
en subestaciones aisladas al aire.

Um
Las perturbaciones radioeléctricas no deben exceder los 2 500 µV a 1,1 bajo las
3
condiciones de ensayo y de medición descritas en el numeral 7.5.

5.1.8 Sobretensiones transmitidas

Estos requisitos se aplican a:

- Transformadores de corriente que tienen devanado primario con Um ≥ 72,5 kV;

- Transformadores de corriente sin devanado primario y asociados a equipos con
Um ≥ 72,5 kV (p.e, GIS, torres de transformadores, cables sobrepuestos).

Las sobretensiones transmitidas desde el terminal primario hasta el secundario no deben
exceder los valores indicados en la Tabla 16, bajo las condiciones de ensayo y medición
descritas en el numeral 9.4.

NOTA 1 Las características de la forma de onda son representativas de las oscilaciones de tensión debidas a las
operaciones de maniobra.

NOTA 2 Se pueden acordar otros límites de sobretensión transmitida entre el fabricante y el comprador.

El requisito para el impulso tipo A se aplica a transformadores de corriente para subestaciones
con aislamiento de aire, mientras que el requisito para el impulso tipo B se aplica a los
transformadores de corriente instalados en subestaciones encapsuladas con aislamiento de
gas (GIS).

Los límites de valor pico de la sobretensión transmitida que se presentan en la Tabla 16 y que
están medidos según lo especificado en el numeral 9.4, deberían garantizar protección
suficiente del equipo electrónico conectado al devanado secundario.

Tabla 16. Límites de sobretensión transmitida.

Tipo de impulso A B

2 2
Valor pico de la tensión aplicada (Up) 1,6 x x Um 1,6 x x Um
3 3
Características de la forma de onda:
- duración del frente convencional (T1) 0,50 µs ± 20 % -
- duración hasta el valor medio (T2). ≥ 50 µs -
- duración del frente (T1) - 10 ns ± 20 %
- duración de la cola (T2) - > 100 ns
Límites del valor pico de la sobretensión transmitida (Us) 1,6 kV 1,6 kV

20


5.2 REQUISITOS MECÁNICOS

Estos requisitos se aplican solamente a transformadores de corriente con la tensión más alta
para el equipo, igual a 72,5 kV y superior.

En la Tabla 8 se presenta orientación sobre las cargas estáticas que los transformadores de
corriente deben ser capaces de soportar. Las cifras incluyen las cargas por viento y hielo.

Las cargas de ensayo específicas se prevén para aplicarlas en cualquier dirección sobre los
terminales primarios.

Tabla 8. Cargas del ensayo de resistencia estática

Tensión más alta para equipo Um Cargas de resistencia estática FR
kV N
Carga Clase l Carga Clase II
72,5 a 100 1 250 2 500
123 a 170 2 000 3 000
245 a 362 2 500 4 000
≥ 420 4 000 6 000
NOTA 1 Es conveniente que la suma de las cargas efectivas en condiciones de operación de rutina no excedan el
50 % de la carga de ensayo de resistencia especificada.
NOTA 2 Es conveniente que los transformadores de corriente soporten cargas dinámicas extremas que ocurren
raramente (por ejemplo: cortocircuitos) que no excedan 1,4 veces la carga de ensayo de resistencia estática.
NOTA 3 Para algunas aplicaciones, puede ser necesario establecer la resistencia de los terminales primarios a la
rotación. El momento por aplicar durante el ensayo se debe acordar entre el fabricante y el comprador.

6. CLASIFICACIÓN DE LOS ENSAYOS

Los ensayos especificados en esta norma se clasifican en ensayos tipo, ensayos de rutina y
ensayos especiales.

Ensayo tipo

Ensayo hecho sobre un transformador de cada tipo, para demostrar que todos los
transformadores fabricados según la misma especificación cumplen con los requisitos no
cubiertos en los ensayos de rutina.

NOTA Un ensayo tipo se puede considerar válido si es realizado en un transformador que tiene desviaciones
menores. Se recomienda que estas desviaciones se sometan a acuerdo entre el fabricante y el comprador.

Ensayo de rutina

Ensayo en el cual se examina cada transformador individual.

Ensayo especial

Ensayo diferente del de rutina o del tipo, acordado entre el fabricante y el comprador.

6.1 ENSAYOS TIPO

Los siguientes son ensayos tipo: para detalles de referencia se recomienda consultar los
numerales adecuados:

21


a) Ensayos de corriente de cortocircuito (véase el numeral 7.1).

b) Ensayos de elevación de temperatura (véase el numeral 7.2).

c) Ensayo de impulso tipo rayo (véase el numeral 7.3.2).

d) Ensayo de impulso tipo maniobra (véase el numeral 7.3.3).

e) Ensayo húmedo para transformadores de tipo exterior (véase el numeral 7.4).

f) Determinación de errores (véase el numeral 11.4 y/o 12.4, 11.6, 12.5 y 14.3).

g) Medición de las perturbaciones radioeléctricas (RIV) (véase el numeral 7.5).

Se recomienda llevar a cabo todos los ensayos dieléctricos tipo en el mismo transformador, a
menos que se especifique algo diferente.

Después de que los transformadores se han sometido a ensayos dieléctricos tipo del numeral 6.1,
se deben someter a los ensayos de rutina del numeral 6.2.

6.2 ENSAYOS DE RUTINA

Los siguientes ensayos se aplican a cada transformador individual:

a) Verificación de la marcación de los terminales (véase el numeral 8.1).

b) Ensayo a frecuencia industrial en devanados primarios (véase el numeral 8.2.1).

c) Medición de descargas parciales (véase el numeral 8.2.2).

d) Ensayo a frecuencia industrial sobre devanados secundarios (véase el numeral 8.3 ó
14.4.4).

e) Ensayos a frecuencia industrial, entre secciones (véanse los numerales 8.3 ó 14.4.4).

f) Ensayo de sobretensión entre espiras (véanse los numerales 8.4 ó 14.4.5).

g) Determinación de errores (véanse los numerales 11.5 y/o 12.4, 11.6, 12.6 y 14.4).

El orden de los ensayos no se ha normalizado, pero la determinación de los errores se debe
llevar a cabo después de los otros ensayos.

Es conveniente que los ensayos repetidos a frecuencia industrial en los devanados primarios
se realicen al 80 % de la tensión de ensayo especificada.

6.3 ENSAYOS ESPECIALES

Los siguientes ensayos se deben llevar a cabo mediante acuerdo entre el fabricante y el
comprador.

a) Ensayo de impulso recortado tipo rayo (véase el numeral 9.1).

b) Medición de la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica (véase el
numeral 9.2).

22


c) Ensayo de impulsos recortados múltiples sobre devanados primarios (véase el
Anexo B).

d) Ensayos mecánicos (véase el numeral 9.3).

e) Medición de las sobretensiones transmitidas (véase el numeral 9.4).

7. ENSAYOS TIPO

7.1 ENSAYOS DE CORRIENTE DE CORTA DURACIÓN

Para el ensayo de corriente térmica de corta duración, Ith, el transformador debe estar
inicialmente a una temperatura entre 10 °C y 40 °C.

Este ensayo se debe llevar a cabo con un devanado secundario en cortocircuito, a una
corriente l durante un tiempo t, de manera que (I2 t) no sea menor de (I2th) y siempre y cuando t
tenga un valor entre 0,5 s y 5 s.

El ensayo dinámico se debe llevar a cabo con el(los) devanado(s) secundario(s) en
cortocircuito, con una corriente primaria cuyo valor pico no es menor que la corriente dinámica
nominal (Idyn) para un pico al menos.

El ensayo dinámico se puede combinar con el ensayo térmico anterior, siempre y cuando la
corriente del primer pico mayor de corriente de ese ensayo no sea menor que la corriente
dinámica nominal (Idyn).

Se debe considerar que el transformador ha aprobado estos ensayos si después de
enfriamiento a temperatura ambiente (entre 10 °C y 40 °C) satisface los siguientes requisitos:

a) No está visiblemente dañado.

b) Sus errores después de desmagnetización no se diferencian de los registrados
antes de los ensayos en más de la mitad de los límites de error apropiados a su
clase de exactitud.

c) Soporta los ensayos dieléctricos especificados en los numerales 8.2, 8.3 y 8.4, pero
con las tensiones de ensayo o corrientes reducidas al 90 % de las que se indican.

d) Al examinar el aislamiento adyacente a la superficie del conductor no presenta
deterioro significativo (por ejemplo: carbonización).

El examen de (d) no se requiere si la densidad de la corriente en el devanado primario,
correspondiente a la corriente térmica nominal de corta duración (lth) no excede:

- 180 A/mm2, en donde el devanado es de cobre, de una conductividad no menor
al 97 % del valor dado en la norma IEC 60028.

- 120 A/mm2, en donde el devanado es de aluminio, de una conductividad no
menor al 97 % del valor dado en la norma IEC 60121.

23


NOTA La experiencia ha demostrado que en servicio generalmente se cumplen los requisitos para corriente
térmica en el aislamiento Clase A, siempre y cuando la densidad de la corriente en el devanado primario,
correspondiente a la corriente térmica nominal de corta duración, no exceda los valores mencionados anteriormente.

En consecuencia, la conformidad con este requisito puede reemplazar el examen del aislamiento, si así se acuerda
entre el fabricante y el comprador.

7.2 ENSAYO DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA

Se debe llevar a cabo un ensayo para determinar la conformidad con los requisitos del numeral 4.6.
Para el propósito de este ensayo, se debe considerar que los transformadores de corriente han
alcanzado una temperatura de corriente estable, cuando la tasa de elevación de temperatura
no excede 1 K por hora.

La temperatura ambiente del sitio de ensayo debe estar dentro de 10 °C y 30 °C.

Para el ensayo, los transformadores se deben montar de una manera representativa de
montaje en servicio.

Cuando sea factible, la elevación de temperatura de los devanados se debe medir por el
método de variación de resistencia (consultar la NTC 2805 para orientación sobre este
método), pero para devanados de muy baja resistencia se pueden emplear termocuplas.

La elevación de temperatura de partes diferentes de los devanados se puede medir con
termómetros o termocuplas.

7.3 ENSAYOS DE IMPULSO EN EL DEVANADO PRIMARIO

7.3.1 Generalidades

El ensayo de impulso se debe llevar a cabo de acuerdo con la NTC 4591 (IEC 60060-1).

La tensión de ensayo se debe aplicar entre los terminales del devanado primario (conectados
juntos) y la tierra. El armazón, la cuba (si la hay) y el núcleo (si se va a poner a tierra) y todos
los terminales del(los) devanado(s) secundario(s) se deben conectar a tierra.

Los ensayos de impulso generalmente consisten en la aplicación de tensión a niveles de
tensión de referencia y nominales. La tensión de impulso de referencia debe estar entre el 50 % y
el 75 % de la tensión nominal no disruptiva al impulso. El valor pico y la forma de onda del
impulso se deben registrar.

Se puede obtener evidencia de la falla del aislamiento debida al ensayo, por la variación en la
forma de onda tanto a la tensión de referencia como a la tensión no disruptiva nominal.

Se puede mejorar la detección de fallas registrando la(s) corriente(s) a tierra como un
complemento al registro de la tensión.

7.3.2 Ensayo de impulso tipo rayo

La tensión de ensayo debe tener el valor apropiado, dado en las Tablas 3 ó 4, dependiendo de
la mayor tensión para el equipo y el nivel de aislamiento especificado.

24


7.3.2.1 Devanados con Um < 300 kV

El ensayo se debe llevar a cabo tanto con polaridades positivas como negativas. Se deben
aplicar 15 impulsos consecutivos de cada polaridad, sin corrección para condiciones
atmosféricas.

El transformador aprueba el ensayo, si para cada polaridad:

- No ocurre descarga disruptiva en el aislamiento interno no autorregenerador.

- No ocurre flameo a lo largo del aislamiento externo no autorregenerador.

- No se presentan más de dos flameos a través del aislamiento externo
autorregenerador.

- No se detecta ninguna otra evidencia de falla del aislamiento (por ejemplo:
variaciones en la forma de onda de las cantidades registradas).

NOTA La aplicación de 15 impulsos positivos y 15 negativos se especifica para el ensayo de aislamientos
externos. Si se acuerdan otros ensayos entre el fabricante y el comprador, para controlar el aislamiento externo, el
número de impulsos tipo rayo se puede reducir a tres de cada polaridad, sin corregirlos para condiciones
atmosféricas.

7.3.2.2 Devanados con Um ≥ 300 kV

El ensayo se debe llevar a cabo con polaridades positivas y negativas. Se deben aplicar tres
impulsos consecutivos de cada polaridad, sin corrección para condiciones atmosféricas.

El transformador aprueba el ensayo si:

- No se presenta descarga disruptiva.

- No hay otra evidencia de que se detecte falla en el aislamiento (por ejemplo,

7.3.3 Ensayo de impulso tipo maniobra

La tensión de ensayo debe tener el valor apropiado, dado en la Tabla 4, dependiendo de la
tensión más alta para el equipo y el nivel de aislamiento especificado.

El ensayo se debe llevar a cabo con polaridad positiva. Se deben aplicar 15 impulsos
consecutivos, corregidos para condiciones atmosféricas.

Para transformadores de tipo exterior, el ensayo se debe llevar a cabo en condiciones de
humedad (véase el numeral 7.4).

El transformador aprueba el ensayo si:

- No se presenta descarga disruptiva en el aislamiento interno no
autorregenerador.

- No se presenta flameo a lo largo del aislamiento externo no autorregenerador.

- No se presentan más de dos flameos a través del aislamiento externo
autorregenerador.
25


- No se detecta ninguna otra evidencia de falla del aislamiento (por ejemplo:

NOTA No se deben tener en cuenta los impulsos con flameo a los muros o techo del laboratorio.

7.4 ENSAYOS EN HUMEDAD PARA TRANSFORMADORES DE TIPO EXTERIOR

El procedimiento de humedecimiento debe estar de acuerdo con la NTC 4591 (IEC 60060-1).

Para devanados con Um < 300 kV, el ensayo se debe llevar a cabo con tensión a frecuencia
industrial del valor apropiado presentado en la Tabla 3, dependiendo de la tensión más alta
para el equipo y aplicando correcciones para las condiciones atmosféricas.

Para devanados con Um ≥ 300 kV, el ensayo se debe llevar a cabo con tensión de impulso tipo
maniobra de polaridad positiva del valor apropiado presentado en la Tabla 4, dependiendo de
la tensión más alta para el equipo y el nivel de aislamiento nominal.

7.5 MEDICIÓN DE PERTURBACIONES RADIOELÉCTRICAS

El transformador de corriente completo con todos sus accesorios, debe estar limpio y seco y a
aproximadamente la misma temperatura que el recinto del laboratorio en el que se lleva a cabo
el ensayo.

De acuerdo con esta norma, el ensayo se debería realizar en las siguientes condiciones
atmosféricas:

- Temperatura entre 10 °C y 30 °C;

- Presión entre 0,870 x 105 Pa y 1,070 x 105 Pa;

- Humedad relativa entre 45 % y 75 %.

NOTA 1 Por acuerdo entre el comprador y el fabricante, los ensayos se pueden llevar a cabo bajo otras
condiciones atmosféricas.

NOTA 2 De acuerdo con la NTC 4591 (IEC 60060-1), no se aplican factores de corrección para condiciones
atmosféricas durante los ensayos de perturbaciones radioeléctricas.

Las conexiones y sus extremos no deben ser fuentes de perturbaciones radioeléctricas.

Para evitar descargas parásitas, se deberían colocar apantallamientos a los terminales
primarios. Se recomienda el uso de secciones de tubo con terminaciones esféricas.

La tensión de ensayo se debe aplicar entre uno de los terminales del devanado primario del
objeto de ensayo (Ca) y la tierra. El bastidor, la carcasa (si la hay) y el núcleo (si se va a poner
a tierra) y todos los terminales del devanado secundario se deben conectar a tierra.

El circuito de medición (véase la Figura 6) debe cumplir con la norma CISPR 18-2. El circuito
de medición preferiblemente se debe ajustar a una frecuencia en el rango de 0,5 MHz a 2 MHz,
y se debe grabar la frecuencia de medición. Los resultados se deben expresar en microvoltios.

La impedancia entre el conductor de ensayo y la tierra (Zs + (R1 + R2)) en la Figura 6 debe ser
de 300 Ω ± 40 Ω con un ángulo de fase que no excede los 20°.

También se puede usar un condensador Cs en lugar del filtro Zs y generalmente es adecuada
una capacitancia de 1 000 pF.
26


NOTA 3 Puede ser necesario un condensador diseñado especialmente, para evitar una frecuencia resonante
demasiado baja.

El filtro Z debe tener una impedancia alta a la frecuencia de medición, con el fin de desacoplar
la fuente de frecuencia industrial del circuito de medición. Se ha encontrado que un valor
adecuado para esta impedancia es 10 000 Ω a 20 000 Ω a la frecuencia de medición.

El nivel de ruido de fondo de las perturbaciones radioeléctricas (perturbaciones radioeléctricas
causada por campos externos y por el transformador de alta tensión) debe ser al menos de 6 dB
(preferiblemente 10 dB) por debajo del nivel de perturbación radioeléctrica especificado.

NOTA Se recomienda evitar las perturbaciones causadas por los objetos cercanos al transformador de corriente
y a los circuitos de ensayo y de medición.

Los métodos de calibración para los instrumentos de medición y el circuito de medición se dan
en la norma CISPR 18-2.

Um
Se debe aplicar y mantener una tensión previa de acondicionamiento de 1,5 durante 30 s.
3

Um
La tensión se debe entonces reducir a 1,1 en 10 s aproximadamente y mantenerse en
3
este valor durante 30 s antes de medir el nivel de las perturbaciones radioeléctricas.

Se debe considerar que el transformador de corriente ha aprobado el ensayo si el nivel de
Um
perturbación radioeléctrica a 1,1 no excede el límite establecido en el numeral 5.1.7.
3

NOTA 5 Por acuerdo entre el fabricante y el comprador, el ensayo de perturbaciones radioeléctricas ya descrito se
puede reemplazar por una medición de descarga parcial aplicando la tensión previa de acondicionamiento y las
tensiones de ensayo ya descritas.

Es conveniente eliminar cualquier precaución tomada durante la medición de descarga parcial realizada de acuerdo
con el numeral 8.2.2 para evitar descargas externas (por ejemplo, apantallamientos). En este caso, el circuito de
ensayo equilibrado no es apropiado.

Aunque no hay conversión directa entre los microvoltios de las perturbaciones radioeléctricas y los picoculombios de
Um
descarga parcial, se considera que el transformador de ensayo ha aprobado el ensayo si a 1,1 el nivel de
3
descarga parcial no excede los 300 pC.

8. ENSAYOS DE RUTINA

8.1 VERIFICACIÓN DE LA MARCACIÓN DE LOS TERMINALES

Se debe verificar que la marcación de los terminales estén correctos (véase el numeral 10.1).

8.2 ENSAYOS A FRECUENCIA INDUSTRIAL EN DEVANADOS PRIMARIOS Y
MEDICIÓN DE DESCARGAS PARCIALES

8.2.1 Ensayo a frecuencia industrial

El ensayo a frecuencia industrial debe tener el valor apropiado de la Tabla 3 ó 5, dependiendo
de la tensión más alta para el equipo. La duración debe ser 60 s.

27


La tensión de ensayo se debe aplicar entre el devanado primario en corto-circuito y la tierra. El
(los) devanado(s) secundario(s), el chasis, la cuba (si la hay) y el núcleo (si hay un terminal
especial a tierra) se deben conectar a tierra.

8.2.2 Medición de la descarga parcial

8.2.2.1 Circuito de ensayo e instrumentación

El circuito de ensayo y la instrumentación usada deben estar de acuerdo con la NTC 2613 (IEC
60270). En las Figuras 2 a 4 se presentan algunos ejemplos de circuitos de ensayo.

El instrumento usado debe medir la carga aparente q expresada en picoculombios (pC). Su
calibración se debe llevar a cabo en el circuito de ensayo (véase un ejemplo en la Figura 5).

Un instrumento de banda ancha debe tener un ancho de banda mínimo de 100 kHz con una
frecuencia de corte superior que no exceda 1,2 Mhz.

Los instrumentos de banda angosta deben tener su frecuencia de resonancia en el intervalo
entre 0,15 Mhz a 2 Mhz. Es conveniente que los valores preferidos estén en el intervalo de
0,5 Mhz a 2 Mhz pero si es posible, se recomienda llevar a cabo la medición a la frecuencia
que dé la mayor sensibilidad.

La sensibilidad debe permitir una descarga parcial de 5 pC.

NOTA 1 El ruido debe ser suficientemente inferior a la sensibilidad. Se pueden ignorar los impulsos que se sabe
que son causados por perturbaciones externas.

NOTA 2 Para la supresión del ruido externo, es apropiado el circuito de ensayo balanceado (véase la Figura 4).

NOTA 3 Cuando se usa procesamiento y recuperación de señal electrónica para reducir el ruido de fondo, esto se
debe demostrar variando sus parámetros de manera que permitan la detección de impulsos que ocurren
repetidamente.

8.2.2.2 Procedimiento de ensayo de descarga parcial

Después de aplicar la tensión previa de acuerdo con los procedimientos A o B, se alcanzan las
tensiones de ensayo de descarga parcial especificadas en la Tabla 6, y los niveles de descarga
parciales correspondientes se miden en un tiempo de 30 s.

La descarga parcial medida no debe exceder los límites especificados en la Tabla 6.

Procedimiento A: las tensiones de ensayo de descarga parcial se alcanzan mientras se reduce
la tensión después del ensayo a frecuencia industrial.

Procedimiento B: El ensayo de descarga parcial se realiza luego del ensayo a frecuencia
industrial. La tensión aplicada se eleva al 80 % de la tensión no disruptiva a frecuencia
industrial y se mantiene durante un mínimo de 60 s y luego se reduce sin interrupción a las
tensiones de ensayo de descarga parcial especificadas.

Si no se especifica algo diferente, la elección del procedimiento se deja al fabricante. El método
de ensayo usado se debe indicar en el informe de ensayo.

28


8.3 ENSAYOS A FRECUENCIA INDUSTRIAL ENTRE SECCIONES DE DEVANADOS
PRIMARIOS Y SECUNDARIOS Y EN DEVANADOS SECUNDARIOS

La tensión de ensayo, con el valor apropiado de los numerales 5.1.3 y 5.1.4 respectivamente,
se debe aplicar durante 60 s sucesivamente, entre los terminales en cortocircuito de cada
sección de devanado, o cada devanado secundario y la tierra.

El chasis, la cuba (si la hay), el núcleo (si hay un terminal especial a tierra), y los terminales de
todos los otros devanados o secciones, se deben conectar juntos y a la tierra.

8.4 ENSAYO DE SOBRETENSIÓN ENTRE ESPIRAS

El ensayo de sobretensión entre espiras se debe llevar a cabo de acuerdo con uno de los
siguientes procedimientos.

Si no se acuerda algo diferente, la selección del procedimiento se deja al fabricante.

Procedimiento A: con los devanados secundarios en circuito abierto (o conectados a un
dispositivo de alta impedancia que mide la tensión pico), se debe aplicar una corriente
sustancialmente sinusoidal a una frecuencia entre 40 Hz y 60 Hz (de acuerdo con la NTC 4591
(IEC 60060-1)) y de valor eficaz igual a la corriente primaria nominal (o la corriente primaria nominal
extendida (véase el numeral 11.3) cuando sea aplicable), durante 60 s al devanado primario.

La corriente aplicada se debe limitar si la tensión de ensayo de 4,5 kV en valor pico se obtiene
antes de alcanzar la corriente nominal (o corriente extendida nominal).

Procedimiento B: con el devanado primario en circuito abierto, se debe aplicar la tensión de
ensayo prescrita (a una frecuencia adecuada) durante 60 s a los terminales de cada devanado
secundario, siempre y cuando el valor eficaz de la corriente secundaria no exceda la corriente
secundaria nominal (o corriente extendida nominal).

El valor de la frecuencia de ensayo no debe ser mayor de 400 Hz.

A esta frecuencia, si el valor de la tensión alcanzada a la corriente secundaria nominal (o
corriente extendida nominal) es menor de 4,5 kV en valor pico, la tensión obtenida se debe
considerar como la tensión de ensayo.

Cuando la frecuencia excede el doble de la frecuencia nominal, la duración del ensayo se
puede reducir de 60 s, como sigue:

dos veces la frecuencia nominal
Duración del ensayo (e n s) = x 60
frecuencia de ensayo

con un mínimo de 15 s.

NOTA El ensayo de sobretensión entre espiras no es un ensayo para verificar la idoneidad de un transformador de
corriente para funcionar con el devanado secundario en circuito abierto. Se recomienda que los transformadores de
corriente no funcionen con el devanado secundario en circuito abierto debido a la sobretensión y al
sobrecalentamiento que se pueden presentar.

29


9. ENSAYOS ESPECIALES

9.1 ENSAYO DE IMPULSO RECORTADO EN EL DEVANADO PRIMARIO

El ensayo se debe llevar a cabo con la polaridad negativa solamente, y se debe combinar con el
ensayo de impulso tipo rayo de polaridad negativa de la manera descrita en seguida.

La tensión debe ser un impulso tipo rayo normalizado, recortado entre 2 µs y 5 µs. El circuito de
corte se debe disponer de manera que la amplitud de sobreoscilación de polaridad opuesta del
impulso de ensayo real se limite a aproximadamente el 30 % del valor pico. La tensión de ensayo
de los impulsos completos deben tener el valor apropiado establecido en las Tablas 3 ó 4, dependiendo
de la mayor tensión para el equipo y del nivel de aislamiento especificado.

La tensión de ensayo de impulso recortado debe estar de acuerdo con el numeral 5.1.2.3.

La secuencia de aplicaciones de impulsos debe ser la siguiente:

a) Para devanados con Um < 300 kV

- un impulso completo;

- dos impulsos recortados;

- catorce impulsos completos.

b) Para devanados con Um ≥ 300 kV

- Un impulso completo;

- dos impulsos recortados;

- dos impulsos completos.

Las diferencias en la forma de la onda de las aplicaciones de onda completa antes y después
de los impulsos recortados son una indicación de una falla interna.

Los flameos durante impulsos recortados a lo largo del aislamiento externo autorregenerador
se deben ignorar en la evaluación del comportamiento del aislamiento.

9.2 MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA Y DEL FACTOR DE DISIPACIÓN DIELÉCTRICA

La medición de la capacitancia y el factor de disipación dieléctrica se deben llevar a cabo
después del ensayo a frecuencia industrial en los devanados primarios.

La tensión de ensayo se debe aplicar entre los terminales del devanado primario en
cortocircuito y la tierra. En general, el (los) terminal(es) secundarios en cortocircuito, cualquier
pantalla y la carcasa metálica, se deben conectar al puente de medición. Si el transformador de
corriente tiene un dispositivo (terminal) especial adecuado para esta medición, los demás
terminales de baja tensión se deben poner en cortocircuito y conectar junto con la carcasa
metálica a tierra y a la pantalla del puente de medición.

NOTA En algunos casos, es necesario conectar la tierra a otros puntos del puente.

30


El ensayo se debe llevar a cabo con el transformador de corriente a temperatura ambiente y se
debe registrar el valor de esta temperatura.

9.3 ENSAYOS MECÁNICOS

Los ensayos se llevan a cabo para demostrar que un transformador de corriente tiene
capacidad de cumplir con los requisitos especificados en el numeral 5.2.

El transformador de corriente debe estar ensamblado completamente, instalado en posición
vertical con el chasis fijado rígidamente.

Los transformadores de corriente sumergidos en líquido se deben llenar con el medio de
aislamiento específico y se deben someter a la presión de operación.

Las cargas de ensayo se deben aplicar durante 60 s para cada una de las condiciones
indicadas en la Tabla 9.

Tabla 9. Modalidades de aplicación de las cargas de ensayo que se deben aplicar a los terminales primarios

FR

Horizontal a cada terminal
FR

Vertical a cada terminal

FR

Se debe considerar que el transformador de corriente ha aprobado satisfactoriamente el
ensayo si no hay evidencia de daño (deformación, ruptura o fuga).

9.4 MEDICIÓN DE LAS SOBRETENSIONES TRANSMITIDAS

Se debe aplicar un impulso de baja tensión (U1) entre uno de los terminales primarios y tierra.

Para transformadores de corriente monofásicos para uso en subestaciones encapsuladas tipo
GIS, el impulso se debe aplicar a través de un adaptador de cable coaxial de 50 Ω, según la
Figura 7. La carcasa de la sección GIS se debe conectar a tierra según lo planeado en servicio.

Para otras aplicaciones, el circuito de ensayo debe ser como el descrito en la Figura 8.

El (Los) terminal(es) del (de los) devanado(s) secundario(s) que se ha(n) de conectar a tierra,
se debe(n) conectar a la cuba y a la tierra.

31


La tensión transmitida (U2) se debe medir en los terminales secundarios abiertos a través de un
cable coaxial de 50 Ω conectado con un osciloscopio con impedancia de entrada de 50 Ω, con un
ancho de banda de 100 MHz o superior, que ejecute la lectura del valor pico.

NOTA Otros métodos de ensayo que eviten la intrusión de la instrumentación se pueden acordar entre el
fabricante y el comprador.

Si el transformador de corriente contiene más de un devanado secundario, la medición se debe
hacer sucesivamente en cada uno de los devanados.

En el caso de devanados secundarios con conmutaciones (taps) intermedias, la medición se
debe realizar únicamente en la conmutación (tap) correspondiente al devanado completo.

Las sobretensiones transmitidas al devanado secundario (Us) para las sobretensiones
especificadas (Up) aplicadas al devanado primario, se deben calcular de la siguiente manera:

Us = (U2/U1) x Up

En el caso de oscilaciones en la cresta, se debe trazar una curva media y la amplitud máxima
de esta curva se considera como el valor pico U1 para el cálculo de la sobretensión transmitida
(véase la Figura 9).

NOTA La amplitud y la frecuencia de la oscilación de la onda de tensión pueden afectar a la tensión transmitida.

Se considera que el transformador de corriente ha aprobado el ensayo si el valor de la
sobretensión transmitida no excede los límites que se presentan en la Tabla 16.

10. MARCACIÓN

10.1 MARCACIÓN DE LOS TERMINALES - REGLAS GENERALES

La marcación de los terminales deben identificar:

a) Los devanados primario y secundario.

b) Las secciones del devanado, si las hay.

c) Las polaridades relativas de los devanados y secciones de devanados.

d) Las derivaciones intermedias, si las hay.

10.1.1 Método de marcación

Los terminales se deben marcar en forma clara e indeleble, ya sea en la superficie o en su
cercanía inmediata.

La marcación debe consistir en letras mayúsculas seguidas o precedidas, en donde sea
necesario, por números.

10.1.2 Marcación por usar

La marcación de los terminales del transformador de corriente deben ser como se indican en la
Tabla 10.

32


Tabla 10. Marcación de los terminales

P1 P2 P1 P2

Terminales primarios

Terminales secundarios S1 S2 S1 S2 S3

Figura 1. Transformador de relación Figura 2. Transformador con una
sencilla derivación intermedia en el devanado
secundario

P1 P2
C1 C2

P1
Terminales primarios P2
1S1 1S2 2S1 2S2

Figura 4. Transformador con dos
Terminales secundarios S1 S2 devanados secundarios; cada uno tiene
su propio núcleo magnético. (Dos
rotulados alternativos para los
Figura 3. Transformador con terminales secundarios).
devanado primario en 2 secciones
previstas para conexiones ya sea en
serie o en paralelo

10.1.3 Indicación de las polaridades relativas

Todos los terminales marcados P1, S1 y C1 deben tener la misma polaridad en el mismo instante.

10.2 MARCACIÓN DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Todos los transformadores de corriente deben llevar como mínimo la siguiente información:

a) El nombre del fabricante u otra marca que permita identificarlo fácilmente.

b) Un número de serie o una designación del tipo, preferiblemente ambos.

c) La corriente primaria y secundaria nominal, es decir:

I pn
Kn = A (por ejemplo: Kn = 100/5 A).
I sn

d) La frecuencia nominal (por ejemplo 50 Hz).

e) La potencia nominal y la clase de exactitud correspondiente, junto con la
información adicional especificada en las últimas partes de estas
recomendaciones (véase el numeral 11.7 y/o 12.7, 13.5 y 14.5).

NOTA En donde sea apropiado, se recomienda marcar la categoría del devanado secundario
(por ejemplo: 1S, 15 VA, clase 0,5; 2 S, 30 VA, clase 1).

33


f) La tensión más alta para el equipo (por ejemplo: 1,2 kV ó 145 kV).

g) El nivel del aislamiento nominal (por ejemplo: 6 / -kV* ó 275/650 kV).
*
NOTA Los dos literales f) y g) se pueden combinar en un solo rotulado (por ejemplo: 1,2 / 6 / -kV
ó 145 / 275 / 650 kV).

Toda la información se debe marcar de forma indeleble en el propio transformador
de corriente o en una placa de características fija en forma segura al transformador.

Además, se debe incluir la siguiente información, si hay espacio disponible.

h) La corriente térmica nominal de corta duración (Ith) y la corriente dinámica
nominal, si es diferente de 2,5 veces la corriente térmica nominal de corta
duración (por ejemplo: 13 kA ó 13/40 kA).

i) La clase de aislamiento, si es diferente de la Clase A.

NOTA Si se usan varias clases de material aislante, es conveniente indicar el que limita la
elevación de temperatura de los devanados.

k) En transformadores con dos devanados secundarios, el uso de cada devanado y
sus terminales correspondientes.

l) La corriente térmica nominal continua (por ejemplo, Icth = 150 %).

11. REQUISITOS ADICIONALES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
MEDIDA

11.1 DESIGNACIÓN DE LA CLASE DE EXACTITUD PARA TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA MEDIDA

Para los transformadores de corriente para medida, la clase de exactitud se designa por el
mayor porcentaje de error de corriente permisible a la corriente nominal establecida para la
clase de exactitud implicada.

11.1.1 Clases de exactitud normalizadas

Las clases de exactitud normalizada para los transformadores de corriente para medida son:

0,1 - 0,2 - 0,5 - 1 - 3 - 5.

11.2 LÍMITES DE ERROR DE CORRIENTE Y DESPLAZAMIENTO DE FASE PARA LOS
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA MEDIDA

Para las clases 0,1 - 0,2 - 0,5 y 1, el error de corriente y el desplazamiento de fase a la
frecuencia nominal no debe exceder los valores presentados en la Tabla 11 cuando la carga
secundaria está en cualquier valor entre el 25 % y el 100 % de la carga nominal.

*
Una barra indica la ausencia de un nivel de tensión de impulso.
34


Para las clases 0,2 S y 0,5 S el error de corriente y el desplazamiento de fase en la frecuencia
nominal no deben exceder los valores presentados en la Tabla 12, cuando la carga secundaria
es cualquier valor entre 25 % y 100 % de la carga nominal.

Para transformadores de corriente de exactitud clase 0,1 – 0,2 – 0,2 S y con una carga
nominal que no exceda 15 VA, se puede especificar un rango de carga extendida. El error de
corriente y el desplazamiento de fase no deben exceder los valores de las Tablas 11 y 12,
cuando la carga secundaria es cualquier valor entre 1 VA y 100 % de la carga nominal.

NOTA 1 Para los transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A, se puede acordar un
límite de rango inferior a 1 VA.

NOTA 2 Este requisito se puede solicitar para la exactitud certificada de las mediciones de energía.

NOTA 3 Actualmente, no hay suficiente experiencia acerca de la posibilidad de realizar las mediciones de
exactitud en valores de corriente inferior (equipo de ensayo e incertidumbre de los resultados obtenidos).

Para las clases 3 y 5, el error de corriente a la frecuencia nominal no debe exceder los valores
presentados en la Tabla 13 cuando la carga secundaria se encuentra a cualquier valor del 50 %
al 100 % de la carga nominal.

La carga secundaria usada para los propósitos del ensayo deben tener un factor de potencia
de 0,8 en retardo, excepto que cuando la carga es de menor de 5 VA, se debe usar el factor de
potencia de 1,0. En ningún caso la carga de ensayo debe ser menor de 1 VA.

NOTA 4 En general, los límites establecidos para error de corriente y desplazamiento de fase son válidos para
cualquier posición dada de un conductor externo separado en una distancia en el aire no menor de la requerida para
el aislamiento en el aire a la mayor tensión para el equipo (Um).

Es conveniente que las condiciones especiales de aplicación, que incluyen intervalos de tensiones de operación
menores asociados con valores de corriente altos, sean asunto de acuerdo separado entre el fabricante y el
comprador.

Para transformadores de relación múltiple con tomas en el devanado secundario, el requisito
de exactitud se refiere a la relación de transformación máxima, a menos que se especifique
algo diferente.

NOTA Cuando los requisitos se refieren a la relación de transformación máxima, el fabricante debe brindar
indicaciones sobre la clase de exactitud y la carga nominal para las otras tomas.

Tabla 11. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores
de corriente para medida (Clases 0,1 a 1)

± Error de corriente porcentual ± desplazamiento de fase al porcentaje de corriente
(relación) , al porcentaje de nominal presentada abajo
Clase de
exactitud corriente nominal presentado abajo Minutos Centirradianes
5 20 100 120 5 20 100 120 5 20 100 120
0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5 0,45 0,24 0,15 0,15
0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3
0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9
1,0 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60 5,4 2,7 1,8 1,8

35


Tabla 12. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para
transformadores de corriente para medida, para casos especiales

± Error de corriente ± desplazamiento de fase al porcentaje de corriente nominal
porcentual (relación) , al presentada abajo
Clase de porcentaje de corriente
exactitud Minutos Centirradianes
nominal presentado abajo
1 5 20 100 120 1 5 20 100 120 1 5 20 100 120
0,2 S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3 0,3
0,5 S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9 0,9

Tabla 13. Límites de error de corriente para transformadores
de corriente para medida (Clases 3 y 5)

Error de corriente (relación) porcentual, ± al
Clase porcentaje de corriente nominal presentado abajo
50 120
3 3 3
5 5 5

Los límites de desplazamiento de fase no se especifican para la Clase 3 y la 5.

11.3 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EXTENDIDA

Los transformadores de corriente con exactitud de Clases 0,1 a 1 se puede considerar que
poseen corriente extendida, siempre y cuando cumplan los dos siguientes requisitos:

a) La corriente térmica continua nominal debe ser la corriente primaria extendida
nominal expresada como un porcentaje de la corriente primaria nominal.

b) Los límites de error de corriente y desplazamiento de fase establecidos para el
120 % de la corriente primaria nominal en la Tabla 11 se deben conservar hasta
la corriente primaria nominal extendida

11.4 ENSAYOS TIPO PARA LA EXACTITUD DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
PARA MEDIDA

Los ensayos tipo para probar la conformidad con el numeral 11.2 deben, en el caso de los
transformadores clase 0,1 a 1, llevarse a cabo a cada valor de corriente dado en la Tabla 11 al
25 % y al 100 % de la carga nominal (sujeto a 1 VA mínimo).

Los transformadores con valores de corriente extendida mayores del 120 % se deben ensayar
a la corriente primaria extendida nominal en lugar de al 120 % de la corriente nominal.

Los transformadores de las clases 3 y 5 se deben ensayar para verificar la conformidad con los dos
valores de corriente dados en la Tabla 13 al 50 % y al 100 % de la carga nominal (sujeto a 1 VA mínimo)

36


11.5 ENSAYOS DE RUTINA PARA EXACTITUD DE LOS TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE PARA MEDIDA

El ensayo de rutina para medición en principio es el mismo que el ensayo tipo del numeral 11.4,
pero los ensayos de rutina a un número reducido de corrientes y/o cargas son permisibles siempre
y cuando se haya demostrado por ensayos tipo en un transformador similar, que un número
reducido de ensayos es suficiente para probar la conformidad con el numeral 11.2.

11.6 FACTOR DE SEGURIDAD DEL INSTRUMENTO

Un ensayo tipo se puede llevar a cabo usando el siguiente ensayo indirecto:

Con el devanado primario con circuito abierto, se energiza el devanado secundario a una
frecuencia nominal, mediante una tensión prácticamente sinusoidal con un valor eficaz igual a
la fuerza electromotriz límite del secundario.

La corriente de excitación resultante (Iexc), expresada como un porcentaje de la corriente
secundaria nominal (Isn) multiplicada por el factor de seguridad del instrumento, FS, debe ser
igual o superior al valor nominal del error compuesto del 10 %.

I exc
x 100 ≥ 10
I sn FS

Si se cuestionara el resultado de la medición, se debe llevar a cabo una medición de control
con el ensayo directo (véase el Anexo A), cuyo resultado es obligatorio.

NOTA La gran ventaja del ensayo indirecto es que no son necesarias corrientes altas (por ejemplo, 30 000 A) a
una corriente nominal primaria de 3 000 A y un factor de seguridad del instrumento de 10), tampoco cargas que
deban concebirse para 50 A. El efecto de los conductores primarios de retorno no es físicamente efectivo en el
ensayo indirecto. Bajo condiciones de servicio el efecto puede solamente aumentar el error compuesto, que es
recomendable para la seguridad del aparato alimentado por el transformador de medida.

11.7 MARCACIÓN DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE PARA MEDIDA

La placa de características debe portar la información apropiada de acuerdo con el numeral 10.2.

La clase de exactitud y el factor de seguridad del instrumento se deben colocar después de la
indicación de la salida nominal (por ejemplo: 15 VA clase 0,5 FS10).

Los transformadores de corriente que tienen un valor de corriente extendida (véase el numeral 11.3)
deben tener este valor indicado inmediatamente después de la designación de clase (por
ejemplo: 15 VA clase 0,5 ext 150 %).

Para los transformadores de corriente con carga nominal que no exceda 15 VA y una carga
extendida descendente hasta 1 VA, se debe indicar este servicio nominal inmediatamente
antes de la indicación de la carga (por ejemplo, 1 VA hasta 10 VA Clase 0,2).

NOTA La placa descriptiva puede contener información relacionada con las diversas combinaciones de
relaciones, salida y clase de exactitud que el transformador puede satisfacer (por ejemplo, 15 VA clase 0,5 – 30 VA
clase 1) y en este caso se pueden usar valores no normalizados para la salida (por ejemplo, 15 VA clase 1 – 7 VA
clase 0,5, según la nota del numeral 4.4).

37


PROTECCIÓN

12.1 FACTORES LÍMITE DE EXACTITUD NORMALIZADOS

5 - 10 - 15 - 20 - 30

12.2 CLASES DE EXACTITUD PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN

12.2.1 Designación de clase de exactitud

Para transformadores de corriente para protección, la clase de exactitud se designa por el máximo
error compuesto porcentual permisible a la corriente primaria nominal límite de exactitud, prescrita
para la clase de exactitud correspondiente, seguida de la letra P (significa protección).


Las clases de exactitud normalizadas para transformadores de corriente de protección son:

5 P y 10 P

12.3 LÍMITES DE ERRORES PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA
PROTECCIÓN

A la frecuencia nominal y con una carga nominal conectada, el error de corriente, el
desplazamiento de fase y el error compuesto no deben exceder los valores de la Tabla 14.

Para propósitos de ensayo, cuando se determinan el error de corriente y el desplazamiento de
fase, la carga debe tener un factor de potencia de 0,8 inductiva, excepto que, en donde la
carga es menor de 5 VA, es permisible un factor de potencia de 1,0.

Para la determinación del error compuesto, la carga debe tener un factor de potencia entre 0,8
inductivo y la unidad, a discreción del fabricante.

Tabla 14. Límites de error de los transformadores de corriente para protección

Desplazamiento de fase a corriente primaria Error compuesto a
Error de corriente a nominal corriente primaria
Clase de con límite de
corriente primaria
exactitud exactitud nominal
nominal Minutos Centirradianes
%
5P ±1 ± 60 ± 1,8 5
10 P ±3 - - 10

12.4 ENSAYOS TIPO Y DE RUTINA PARA ERROR DE CORRIENTE Y DESPLAZAMIENTO
DE FASE DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN

Los ensayos se deben llevar a cabo a la corriente primaria nominal para determinar la
conformidad de acuerdo con el numeral 12.3 con respecto al error de corriente y
desplazamiento de fase.

38


12.5 ENSAYOS TIPO PARA ERROR COMPUESTO

a) La conformidad con los límites para error compuesto presentados en la Tabla 14
se debe demostrar mediante ensayo directo en el cual se hace pasar corriente
prácticamente sinusoidal igual al límite de exactitud nominal, a través del
devanado primario, con el devanado secundario conectado a una carga de
magnitud igual a la carga nominal, pero que tiene, a discreción del fabricante, un
factor de potencia entre 0,8 inductivo y la unidad (véase el Anexo A).

El ensayo se puede realizar en un transformador similar al que se suministra,
excepto que se puede usar aislamiento reducido, siempre y cuando se conserve
la misma disposición geométrica.

NOTA En el caso de corrientes primarias muy altas y transformadores de corriente con devanado
primario de barra sencilla, es conveniente que la distancia entre el conductor primario de retorno y
el transformador de corriente se tenga en cuenta desde el punto de vista de reproducir las
condiciones de servicio.

b) Para transformadores de corriente con núcleos de anillo básicamente continuos,
devanado(s) secundario(s) o porciones distribuidas uniformemente del (de los)
devanado(s) derivado(s) y localizados en el centro y conductor(es) primario(s)
localizado(s) en el centro o un devanado primario distribuido uniformemente, el
ensayo directo se puede reemplazar por el siguiente ensayo indirecto, siempre y
cuando el efecto del(los) conductor(es) primario(s) de retorno sea insignificante.

Con el devanado primario en circuito abierto, se energiza el devanado
secundario a la frecuencia nominal, mediante una tensión básicamente
sinusoidal con un valor eficaz igual a la fuerza electromotriz límite del
secundario.

La corriente de excitación resultante, expresada como un porcentaje de la
corriente secundaria nominal multiplicada por el factor límite de exactitud, no
debe exceder el límite de error compuesto presentado en la Tabla 14.
NOTA 1 Al calcular la fuerza electromotriz de límite secundario, es conveniente asumir que la impedancia del
devanado secundario es igual a la resistencia del devanado secundario a temperatura ambiente y corregido a 75 °C.

NOTA 2 Al determinar el error compuesto por el método indirecto, no es necesario tener en cuenta una posible
diferencia entre la relación de las espiras y la relación de transformación nominal.

12.6 ENSAYOS DE RUTINA PARA ERROR COMPUESTO

Para todos los transformadores considerados en el literal b) del numeral 12.5, el ensayo de
rutina es el mismo que el ensayo tipo.

Para otros transformadores, se puede usar el ensayo indirecto para medir la corriente de
excitación, pero se debe aplicar un factor de corrección a los resultados, que se obtiene de la
comparación entre los resultados de los ensayos directo e indirecto aplicados a un
transformador de un mismo tipo que el que se estudia (véase la Nota 2), y con factor límite de
exactitud y condiciones de carga iguales.

En estos casos, el fabricante debe suministrar certificados del ensayo.

NOTA 1 El factor de corrección es igual a la relación del error compuesto obtenida por el método directo y la
corriente de excitación expresada como un porcentaje de la corriente secundaria nominal multiplicado por el factor
límite de exactitud, como se determina con el método indirecto del numeral 12.5 a).

39


NOTA 2 La expresión “transformador del mismo tipo” implica que los amperio-vuelta son los mismos,
independientemente de la relación, y que la disposición geométrica, materiales magnéticos y devanados
secundarios son idénticos.

12.7 MARCACIÓN DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN

La placa de características debe llevar la información apropiada, de acuerdo con el numeral 10.2.
El factor límite de exactitud nominal se debe indicar después de la potencia y la clase de exactitud
correspondiente (por ejemplo; 30 VA, clase 5 P 10).

NOTA Un transformador de corriente que satisface los requisitos de varias combinaciones de potencia y clase de
exactitud y factor límite de exactitud, se puede marcar de acuerdo con todos ellos.

EJEMPLO.

(15 VA Clase 0,5) ó (15 VA Clase 0,5)

(30 VA Clase 1) (15 VA Clase 1, ext. 150 %).

(30 VA Clase 5 P 10) (15 VA Clase 5 P 20)

PROTECCIÓN CLASE PR

13.1 FACTORES LÍMITE DE EXACTITUD NORMALIZADA

Véase el numeral 12.1.

13.2 CLASES DE EXACTITUD PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA

13.2.1 Designación de la clase de exactitud

La clase de exactitud de un transformador de corriente de clase PR se designa por un número
(índice de clase) y por las letras PR (que indican protección de baja remanencia). El índice de
clase indica el límite superior del error compuesto, para la corriente primaria límite de exactitud
nominal y la carga de exactitud.


Las clases de normalizadas para transformadores de protección con baja remanencia son:

5 PR y 10 PR.

13.3 LÍMITES DE ERROR PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA

13.3.1 Error de corriente, desplazamiento de fase y error compuesto

Consúltese el numeral 12.3. Los límites de error se dan en la Tabla 15.

40


Tabla 15. Límites de error para transformadores de corriente para protección clase PR

Error de corriente Error compuesto a la
Desplazamiento de fase a la corriente
a la corriente corriente primaria
primaria nominal
Clase de exactitud con límite de
primaria nominal
% exactitud nominal
Minutos Centirradianes
%
5 PR ±1 ± 60 ± 1,8 5
10 PR ±3 -- - 10

13.3.2 Factor de remanencia (Kr)

El factor de remanencia (Kr) no debe exceder el 10 %

NOTA La inserción de uno o más entrehierros en el núcleo puede ser un método para limitar el factor de
remanencia.

13.3.3 Constante de tiempo del bucle secundario (Ts)

Si se requiere, el valor lo debe especificar el comprador.

13.3.4 Resistencia del devanado secundario (Rct)

Si se requiere, el valor máximo se debe acordar entre el fabricante y el comprador.

13.4 ENSAYOS TIPO Y DE RUTINA PARA ERROR DE CORRIENTE Y DESPLAZAMIENTO
DE FASE DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN CLASE PR

Los transformadores de corriente de clase PR deben, además de los requisitos del numeral 12,
someterse a los ensayos de rutina descritos en seguida.

13.4.1 Determinación del factor de remanencia (Kr)

El factor de remanencia (Kr) se debe determinar para probar la conformidad con el límite del 10 %.
Véase la norma IEC 60044-6, Anexo B, para el método de determinación.

13.4.2 Determinación de la constante de tiempo del bucle secundario (Ts)

Se debe determinar la constante de tiempo del bucle secundario (Ts). Ésta no se debe diferenciar del
valor especificado en más de ± 30 %. Si se requiere, consúltese la norma IEC 60044-6, Anexo B.

13.4.3 Determinación de la resistencia del devanado secundario (Rct)

La resistencia del devanado secundario se debe medir y se debe aplicar una corrección
apropiada si la medición se hace a una temperatura que se diferencia en 75 °C u otra
temperatura que se haya especificado. El valor así ajustado es el valor nominal para Rct.

NOTA Para la determinación de la resistencia del bucle secundario (Rs = Rct + Rb), Rb es la carga resistiva nominal
que, en el caso de los transformadores de corriente clase PR, se considera igual a la parte resistiva de la carga usada de
acuerdo con el numeral 12.3 para la determinación del error de corriente y el desplazamiento de fase.

41


13.5 MARCACIÓN DE LAS PLACAS DE CARACTERÍSTICAS DE TRANSFORMADORES
DE CORRIENTE DE CLASE PR

13.5.1 Marcación principal

Véanse los numerales 10.2 y 12.7. Reemplazar las Clases "5P" y "10 P" por "5 PR" y "10 PR"
respectivamente.

13.5.2 Marcación especial (cuando se requiere)

a) Constante de tiempo del bucle secundario (Ts).

b) Resistencia del devanado secundario (Rct) a una temperatura de 75 °C.

PROTECCIÓN CLASE PX

14.1 ESPECIFICACIÓN DE DESEMPEÑO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
PARA PROTECCIÓN CLASE PX

El desempeño de los transformadores de corriente clase PX se debe especificar en términos
de:

a) La corriente primaria nominal (Ipn).

b) La corriente secundaria nominal (Isn).

c) La relación de espiras nominal. El error de la relación de las espiras no debe
exceder ± 0,25 %.
d) El valor nominal de f. e. m. en el punto de codo (Ek).

e) La corriente de excitación máxima (Ie) al valor nominal de f. e. m. en el punto de
codo y/o a un porcentaje establecido de ella.

f) La máxima resistencia del devanado secundario a una temperatura de 75 °C
(Rct).

g) La carga resistiva nominal (Rb).

h) El factor de dimensionamiento (Kx).

NOTA El valor nominal de f. e. m. en el punto de codo generalmente se determina como sigue:

Ek = Kx x (Rct + Rb) x Isn

14.2 REQUISITOS DEL AISLAMIENTO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
PARA PROTECCIÓN CLASE PX

14.2.1 Requisitos del aislamiento para devanado secundario

El aislamiento del devanado secundario de los transformadores de corriente clase PX con un
valor nominal de f. e. m. en el punto de codo Ek ≥ 2 kV, debe soportar una tensión a frecuencia
industrial nominal de 5 kV r.m.s. durante 60 s. Para Ek < 2 kV, la tensión debe ser 3 kV r.m.s.
durante 60 s.
42


14.2.2 Requisitos de aislamiento entre espiras

Para transformadores de clase PX con un valor nominal de f. e. m. en el punto de codo de 450 V o
menos, la tensión nominal no disruptiva para aislamiento entre espiras debe estar de acuerdo
con el numeral 8.4. Para los que tienen un valor nominal de f. e. m. en el punto de codo mayor
de 450 V, la tensión nominal no disruptiva para el aislamiento entre espiras debe ser una
tensión pico de 10 veces el valor r. m. s. de la f. e. m. especificada en el punto de codo ó 10 kV
pico, el menor de estos valores.

NOTA Para algunos sistemas de transmisión de extra alta tensión, se puede acordar entre el vendedor y el
comprador un valor límite superior a la tensión pico.

14.3 ENSAYOS TIPO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA

Los transformadores de corriente Clase PX deben, además de los requisitos del numeral 7,
ensayarse como se establece en seguida.

14.3.1 Verificación del tipo de baja reactancia

Para establecer la verificación del diseño de baja reactancia de fuga, se debe demostrar
mediante una gráfica que el transformador de corriente tiene un circuito en anillo
sustancialmente continuo, con entrehierros distribuidos uniformemente, si los hay, un devanado
secundario distribuido uniformemente, un conductor primario simétrico con respecto a la
rotación y que las influencias de los conductores de la fase adyacente externa al cerramiento
del transformador de corriente y de las fases vecinas son insignificantes. Si la conformidad con
los requisitos de diseño de baja reactancia de fuga no se puede establecer para satisfacción
mutua del fabricante y el comprador mediante referencia a las gráficas, entonces se debe
determinar el error compuesto para el devanado secundario completo usando cualquiera de los
dos métodos directos presentados en los literales A.5 ó A.6 del Anexo A, a una corriente
secundaria de Kx x lsn y con una carga secundaria Rb. Se debe considerar que se ha hecho la
verificación del diseño de baja reactancia de fuga si el valor del error compuesto del método de
ensayo directo es menor de 1,1 veces el deducido de la característica de excitación
secundaria.

NOTA El valor de la corriente primaria requerida para realizar ensayos de error compuesto directos en algunos
tipos de transformadores puede estar más allá de la capacidad de las instalaciones suministradas normalmente por
los fabricantes. Se pueden acordar ensayos a niveles inferiores, entre el fabricante y el comprador.

14.4 ENSAYOS DE RUTINA PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA

Los transformadores de corriente clase PX deben, además de los requisitos del numeral 8,
someterse a los ensayos siguientes.

14.4.1 Valor nominal de f. e. m. en el punto de codo (Ek) y corriente de excitación máxima (Ie)

La corriente de excitación se mide aplicando al devanado secundario completo una f. e. m.
sinusoidal de frecuencia nominal igual al valor nominal de f. e. m. en el punto de codo, con
todos los otros devanados en circuito abierto.

Un aumento del 10 % de la f. e. m. no debe provocar un aumento de más del 50 % de la
corriente de excitación. Todas las mediciones se deben realizar usando instrumentos de
medición de valores eficaces. Debido a la naturaleza no sinusoidal de las cantidades medidas,

43


las mediciones se deben realizar usando instrumentos de medición de valores eficaces que
tengan un factor de cresta ≥ 3.

La característica de excitación se debe trazar al menos al valor nominal de f. e. m. en el punto
de codo. La corriente de excitación (I'e) al valor nominal de f. e. m. en el punto de codo y a
cualquier porcentaje establecido, no debe exceder el valor nominal. El número de puntos de
medición se debe acordar entre el fabricante y el comprador.

14.4.2 Resistencia del devanado secundario (Rct)

Se debe medir la resistencia del devanado secundario. El valor obtenido cuando se corrija a 75 °C
no debe exceder el valor especificado.

14.4.3 Error de la relación de espiras (εt)

La relación de las espiras se debe determinar de acuerdo con la norma IEC 60044-6, Anexo E.
El error de la relación de espiras no debe exceder el valor dado en el numeral 14.1. c).

NOTA Un ensayo simplificado que involucra la medición del error de la relación con carga nula se puede sustituir
por acuerdo entre el fabricante y el comprador.

14.4.4 Ensayos de aislamiento

Se deben llevar a cabo ensayos para demostrar la conformidad con el numeral 14.2.1. Para el
método de ensayo, véase el numeral 8.3.

14.4.5 Ensayos de aislamiento entre espiras

Se deben llevar a cabo ensayos para demostrar la conformidad con el numeral 14.2.2. Para el
método de ensayo, véase el numeral 8.4.

14.5 ROTULADO DE LA PLACA DE CARACTERÍSTICAS PARA TRANSFORMADORES
DE CORRIENTE CLASE PX

14.5.1 Marcación principal

Véase el numeral 10.2.

14.5.2 Marcación especial

a) Relación de espiras nominal.

b) Valor nominal de f. e. m. en el punto de codo (Ek).

c) Corriente de excitación máxima (Ie) al valor nominal de f. e. m. en el punto de
codo y/o un porcentaje establecido de ella.

d) Resistencia máxima del devanado secundario completo a una temperatura de 75 °C
(Ect).

El comprador también puede exigir lo siguiente:

e) Factor de dimensionamiento.

f) Carga resistiva nominal (Rb).
44


1,5

k m=1

1,4

m = 0,75
1,3

1,2

1,1

1,0
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Estos factores se pueden calcular con la siguiente ecuación:

k = e m ( H - 1 000) / 8 150

en donde

H = es la altitud en metros,

m = 1 para la frecuencia industrial y tensión de impulso tipo rayo.

m = 0,75 para tensión de impulso tipo maniobra.

Figura 1. Factores de corrección de altitud

45


a

k
T

m M

T = transformador de ensayo

Ca = transformador de medida que se va a ensayar

Ck = condensador de acople

M = instrumento de medición de descargas parciales

Zm = impedancia de medición

Z = filtro (no hay si Ck es la capacitancia del transformador de ensayo)

Figura 2. Circuito de ensayo para la medición de descargas parciales

a

T k

m M

Los símbolos son iguales a los de la Figura 2.

Figura 3. Circuito de ensayo alternativo para medición de descarga parcial

46


a a1 o k

T
M
m1 m2

T = transformador de ensayo

Ca = transformador de medida por ensayar

Ca1 = objeto libre auxiliar para descargas parciales (o Ck es el condensador de acople)

M = instrumento de medición de descargas parciales

Zm1 y Zm2 = impedancias de medición

Z = Filtro

Figura 4. Ejemplo de circuito de ensayo balanceado para medición de descarga parcial

a o G

T k

m
M

Los símbolos son iguales a los de la Figura 2

G generador de impulso con capacitancia C0

Figura 5. Ejemplo de circuito de calibración para medición de descarga parcial

47


Z B

ZS CS

T Ca

R1
L1
R2
M

Convenciones

Ca = Objeto de ensayo

Z = Filtro

B = Terminación libre de corona

M = Equipo de medición

Zs+(R1+R2)=300 Ω

T = Transformador de prueba

Zs, Cs, L1, R1, R2 véase CISPR 18-2

Figura 6. Circuito de medición

48


Z = 50 Ω Zc

l<1m
U1 Z
l<5m
G Z U2

CRO

dc
Z Zc
G
d

d
Z c = 60 log
dc

Figura 7. Medición de las sobretensiones transmitidas.
Circuito de ensayo y montaje de ensayos GIS

1m

G U1

U2 CRO Z

Montaje de ensayo general

49


U 1 (p.u.)

1,0 T1 = 1,67 T
0,9

0,5

0,3

0
0 T2 t
T
T1

Forma de onda A

U 1 (p.u.)

1,0

0
0 T1 T2 t

Forma de onda B

Forma de onda de ensayo

50


DOCUMENTO DE REFERENCIA

ELECTROTECHNICAL INTERNATIONAL COMMISSION. Instrument Transformers. Part 1.
Current Transformers. IEC, Genève: 2003. 111 p. il. (IEC 60044-1 Edition 1.2)

51


ANEXO A
(Normativo)

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCIÓN

A.1 DIAGRAMA VECTORIAL

Tomando en consideración un transformador de corriente para el cual se asume que
únicamente contiene componentes lineales eléctricas y magnéticas en sí mismo y en su carga,
y suponiendo, además, corriente primaria sinusoidal, todas las corrientes, tensiones y flujos
serán sinusoidales, y su funcionamiento se puede ilustrar mediante un diagrama vectorial como
el de la Figura A.1

En la Figura A.1, Is representa la corriente secundaria. Ésta fluye a través de la impedancia del
devanado secundario y la carga, lo cual determina la magnitud y dirección de la tensión
inducida necesaria Es y del flujo Φ que es perpendicular al vector tensión. Este flujo se
mantiene por la corriente de excitación Ie, que tiene un componente de magnetización Im
paralelo al flujo Φ y un componente de pérdida (o activo) Ia paralelo a la tensión. La suma
vectorial de la corriente secundaria Is y la corriente de excitación Ie es el vector I”p, que
representa la corriente primaria dividida por la relación de espiras (número de espiras
secundarias al número de espiras primarias).

Así, para un transformador de corriente con relación de espiras igual a la relación de
transformación nominal, la diferencia en longitudes de los vectores Is e I”p, en relación con la
longitud de I”p es el error de corriente, de acuerdo con la definición del numeral 2.1.10 y la
diferencia angular δ es el desplazamiento de fase, de acuerdo con el numeral 2.1.11.

A.2 CORRECCIÓN DE ESPIRAS

Cuando la relación de espiras es diferente (y por lo general menor) de la relación de
transformación nominal, se dice que el transformador de corriente tiene corrección de espiras.
Así, al evaluar el desempeño, es necesario distinguir entre l”p, la corriente primaria dividida por
la relación de espiras, e I'p, la corriente primaria dividida por la relación de transformación
nominal. La ausencia de corrección en las espiras significa que l´p = l”p. Si hay corrección de
espiras, I'p es diferente de l”p y puesto que l”p se usa en el diagrama vectorial e l´p se usa para
la determinación del error de corriente, se verá que la corrección de espiras tiene influencia
sobre el error de corriente (y se puede usar deliberadamente para ese propósito). Sin embargo,
los vectores l´p e l”p tienen la misma dirección, de manera que la corrección de las espiras no
influye en el desplazamiento de fase.

También será evidente que la influencia de la corrección de las espiras sobre el error
compuesto es menor que su influencia sobre el error de corriente.

A.3 TRIÁNGULO DE ERROR

En la Figura A.2, la parte superior de la Figura A.1 se dibuja a una escala mayor y bajo la
suposición adicional de que el desplazamiento de fase es tan pequeño que para propósitos
prácticos los dos vectores Is e I”p se pueden considerar paralelos. Suponiendo nuevamente que
no hay corrección de las espiras, proyectando Ie a Ip se verá que con una buena aproximación,
52


el componente en fase (∆l) de Ie se puede usar en lugar de la diferencia aritmética entre I”p y Is
para obtener el error de corriente y de forma similar, la componente de cuadratura (∆ Iq) de Ie se
puede usar para expresar el desplazamiento de fase.

Más adelante se verá que bajo las hipótesis dadas, la corriente de excitación Ie dividida por I”p
es igual al error compuesto de acuerdo con el numeral 2.1.31.

Así, para un transformador de corriente sin corrección de espiras, y bajo condiciones en las
cuales la representación de un vector es justificable, el error de corriente, el desplazamiento de
fase y el error compuesto forman un triángulo rectángulo.

En este triángulo, la hipotenusa que representa el error compuesto depende de la magnitud de
la impedancia de la carga total, que es la suma de la carga secundaria y el devanado
secundario, mientras que la división entre el error de corriente y el desplazamiento de fase
depende de los factores de potencia de la impedancia de la carga total y de la corriente de
excitación. El desplazamiento de fase cero resultará cuando ambos factores de potencia son
iguales, es decir, cuando Is e Ie están en fase.

A.4 ERROR COMPUESTO

Sin embargo, la aplicación más importante del concepto de error compuesto es bajo
condiciones en las que la representación vectorial no es aplicable debido a que las condiciones
no lineales introducen armónicos mayores en la corriente de excitación y en la corriente
secundaria (véase la Figura A.3).

Es por esta razón que el error compuesto se define como en el numeral 2.1.31 y no en la forma
mucho más simple, como la suma de vectores del error de corriente y desplazamiento de fase,
como se ilustra en la Figura A.2.

Así, en el caso general, el error compuesto también representa las desviaciones del
transformador de corriente ideal que son causadas por la presencia de armónicos mayores en
el secundario, que no existen en el primario (la corriente primaria siempre se considera
sinusoidal para los propósitos de esta norma).

A.5 ENSAYO DIRECTO PARA ERROR COMPUESTO

La Figura 4 presenta un transformador de corriente con una relación de espiras de 1/1. Está
conectado a una fuente de corriente primaria (sinusoidal), una carga secundaria ZB con
características lineales y a un amperímetro, de manera que tanto la corriente primaria como la
secundaria pasan a través del amperímetro pero en direcciones opuestas. De esta manera, la
corriente resultante a través del amperímetro será igual a la corriente de excitación bajo las
condiciones reinantes de corriente primaria sinusoidal y el valor eficaz de esa corriente
relacionada con el valor eficaz de la corriente primaria es el error compuesto, de acuerdo con el
numeral 2.1.31 y la relación se expresa como un porcentaje.

Por lo tanto, la Figura A.4 representa el circuito básico para la medición directa del error
compuesto.

La Figura A.5 representa el circuito básico para la medición directa del error compuesto para
transformadores de corriente con relaciones de transformación nominales diferentes de la
unidad. Presenta dos transformadores de corriente con la misma relación de transformación
nominal. El transformador N se supone que tiene un error compuesto insignificante bajo las
53


condiciones reinantes (carga mínima), mientras que el transformador de corriente bajo ensayo
y marcado con X está conectado a su carga nominal.

Ambos se alimentan de la misma fuente de corriente sinusoidal primaria. Se conecta un
amperímetro para medir la diferencia entre las dos corrientes secundarias. Bajo estas
condiciones, el valor eficaz de la corriente en el amperímetro A2 relacionado con el valor eficaz
de la corriente en el amperímetro A1 , es el error compuesto del transformador X, cuya relación
se expresa como un porcentaje.

Con este método, es necesario que el error compuesto del transformador N sea
verdaderamente insignificante bajo las condiciones de uso. No es suficiente que el
transformador N tenga un error compuesto conocido, ya que debido a la naturaleza tan
complicada del error compuesto (forma de onda distorsionada), cualquier error compuesto del
transformador de referencia N no se puede usar para corregir los resultados del ensayo.

A.6 MÉTODO ALTERNATIVO PARA LA MEDICIÓN DIRECTA DEL ERROR COMPUESTO

Se pueden usar medios alternativos para la medición del error compuesto. En la Figura A.6 se
presenta un método.

Mientras que el método presentado en la Figura A.5 requiere un transformador de referencia
“especial” N de la misma relación de transformación nominal que el transformador X , y tiene un
error compuesto insignificante a la corriente primaria límite de exactitud, el método de la Figura 6
permite que los transformadores de corriente de referencia normalizada N y N´ se usen a su
corriente primaria nominal o cerca de ella. Sin embargo, es esencial que estos transformadores
de referencia tengan errores compuestos insignificantes, pero el requisito es fácil de satisfacer.

En la Figura A.6, X es el transformador que se ensaya, N es un transformador de referencia
normalizado con una corriente primaria nominal del mismo orden de magnitud que la corriente
primaria límite de exactitud nominal del transformador X (la corriente a la cual se va a llevar a
cabo el ensayo) y N´ es un transformador de referencia normalizado con una corriente primaria
nominal del orden de magnitud de la corriente secundaria correspondiente a la corriente
primaria límite de exactitud nominal del transformador X. Obsérvese que el transformador N´
constituye una parte de la carga ZB del transformador X y por lo tanto se debe tener en cuenta
al determinar el valor de la carga ZB. A1 y A2 son los dos amperímetros. Se debe tener cuidado
de que A2 mida la diferencia entre las corrientes secundarias de los transformadores N y N´.

Si la relación de transformación nominal del transformador N es Kn, del transformador X es Knx
y del transformador Nés Kń, la relación Kn debe ser igual al producto de Kń y Knx:

es decir: Kn = Kń x Knx

Bajo estas condiciones, el valor eficaz de la corriente en el amperímetro A1, relacionado con la
corriente en el amperímetro A2, es el error compuesto del transformador X, cuya relación se
expresa como un porcentaje.

NOTA Cuando se usan los métodos de las Figuras A.5 y A.6, se recomienda tener cuidado para usar un
instrumento de impedancia baja para A2, ya que la tensión a través de este amperímetro (dividida por la relación del
transformador N´ en el caso de la Figura A.6) constituye parte de la tensión de carga del transformador X y tiende a
reducir la carga en este transformador. En forma similar, esta tensión del amperímetro incrementa la carga en el
transformador N.

54


A.7 USO DEL ERROR COMPUESTO

El valor numérico del error compuesto nunca será menor que la suma de vectores del error de
corriente y el desplazamiento de fase (este último se expresa en centirradianes).
En consecuencia, el error compuesto siempre indica el mayor valor posible del error de
corriente o desplazamiento de fase.

El error de corriente es de interés particular en la operación de los relés de sobrecorriente y el
desplazamiento de fase en la operación de relés sensibles a la fase (por ejemplo: relés
direccionales).

En el caso de relés diferenciales, la que se debe considerar es la combinación de los errores
compuestos de los transformadores de corriente involucrados.

Una ventaja adicional de una limitación del error compuesto es la limitación resultante del
contenido armónico de la corriente secundaria, que constituye una exigencia para la operación
correcta de algunos tipos de relés.

m m
a
e
s e ∆
s a
p
δ
∆q

s p
e
O Φ
Figura A.1 Figura A.2

p

s

e

Figura A.3

55


P S P N P P X P

S S S S
P S ZB
~
ZB
A A1 A2

Figura A.4 Figura A.5

P N P P X P
S S S S

Z'B

S P ZB
A1 A2 N'

S P

Figura A.6

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ANEXO B
(Informativo)

ENSAYO DE IMPULSO RECORTADO MÚLTIPLE

El ensayo se debe llevar a cabo con impulsos de polaridad negativa recortados cerca de la
cresta.

La duración virtual de la caída de tensión, medida de acuerdo con la NTC 4591 (IEC 60060-1)
debe ser de aproximadamente 0,5 µs. El circuito se debe disponer de manera que la
sobreoscilación a la polaridad opuesta del impulso registrado sea del orden del 50 % del valor pico.

Es conveniente que el valor pico de tensión sea de aproximadamente el 60 % de la tensión
nominal no disruptiva de impulso tipo rayo.

Al menos son necesarios 100 impulsos para poner las fallas en evidencia. Se deban aplicar a
una tasa de un impulso por minuto.

Antes del ensayo y tres días después del ensayo, se debe llevar a cabo el análisis del gas
disuelto en el aceite del transformador.

Es conveniente que los criterios para evaluar el resultado se basen en la cantidad y
composición de los gases producidos (relación de las cantidades de los gases significativos),
pero no se pueden dar cifras en la actualidad. Son indicaciones de falla cantidades
relativamente grandes de H2 y C2 H2.

El procedimiento para muestreo de aceite puede ser el que se da en la norma IEC 60567.

El procedimiento de análisis y la base para el diagnóstico de falla se pueden basar en la norma
IEC 60599.

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NTC2205

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