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MÉXICO

EVALUCIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y CÁLCULO DE PENALIZACIÓN

ESPECIFICACIÓN CFE K0000-20

OCTUBRE 2015 REVISA Y SUSTITUYE A LA

EDICIÓN DE JULIO 2004

EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y CÁLCULO

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO _________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________ 1

4.1 Eficiencia de Transformadores ________________________________________________________ 1

4.2 Factores de Evolución de Perdidas ___________________________________________________ 1

4.3 Pedidas en Vacío (Pv) ________________________________________________________________ 2

4.4 Pedidas Debidas a la Carga (Pc) _______________________________________________________ 2

4.5 Consumo en Enfriamiento ___________________________________________________________ 2

4.6 Valor de Garantía de Perdidas ________________________________________________________ 2

4.7 Aparatos Sujetos a Penalización _______________________________________________________ 3

4.8 Factores de Evolución o Penalización (Kv, Kc y Ke) ______________________________________ 3

4.9 Costo de la Capacidad del Sistema (CC) ________________________________________________ 3

4.10 Conto de Energía ____________________________________________________________________ 3

4.11 Número de Horas Anuales de Operación (NHAO) _________________________________________ 3

4.12 Factor de Responsabilidades en el Pico de la Carga (FR) __________________________________ 3

4.13 Factor de Carga (FC) _________________________________________________________________ 3

4.14 Carga Pico Inicial de ________________________________________________________________ 4

4.15 Carga Pico Máxima del _______________________________________________________________ 4

4.16 Tasa de Descuento __________________________________________________________________ 4

4.17 Vida Económica ____________________________________________________________________ 5

4.18 Tasa de Inflación ___________________________________________________________________ 5

4.19 Factor de Nivelación ________________________________________________________________ 5

5 METODOLOGÍA DE CALCULO ________________________________________________________ 5

5.1 Alcance de Aplicación _______________________________________________________________ 5

5.2 Consideraciones Técnicas ___________________________________________________________ 6

6 AVALUACIONES DE LAS PÉRDIDAS __________________________________________________ 10

7 CRITERIO Y TOLERANCIA PARA ACEPACION CON PENALIZACION _______________________ 11


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7.1 Tolerancia en las Pérdidas __________________________________________________________ 11

7.2 Calculo de la Penalización __________________________________________________________ 11

7.3 Ajustes de Penalización _____________________________________________________________ 12

7.4 Gastos de Penalización ____________________________________________________________ 13

8 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________ 13

APÉNDICE A Ejemplo de parámetro para el cálculo de factores de evaluación de pérdidas ____________ 14

APENDICE B Resultados Obtenidos ___________________________________________________________ 15

Figura 1 Factor de Responsabilidad _____________________________________________________________ 4

Figura 2 Factor de Carga _______________________________________________________________________ 4

Figura 3 Factor de Responsabilidad pico de la carga _______________________________________________ 4


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1 OBJETIVO Definir y documentar el método de cálculo de los factores de evaluación de pérdidas, así como, establecer los criterios de evaluación de las mismas para la aplicación durante la adquisición y penalización de las pérdidas en vacío, pérdidas debidas a la carga y por el exceso en el consumo de energía del sistema de enfriamiento en transformadores. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Esta especificación aplica a todos los transformadores, autotransformadores y reactores de potencia nuevos para su uso en subestaciones de Distribución, Transmisión y Generación en Comisión Federal de Electricidad (CFE). 3 NORMAS QUE APLICAN CFE K0000-04 2015 Transformadores Monofásicos Tipo Pedestal hasta 100 kVA para

Distribución Subterránea CFE K0000-05 2015 Transformadores Trifásicos Tipo Sumergible de 300 kVA y 500 kVA

para Distribución Subterránea

CFE K0000-06 2004 Transformadores de Potencia de 10 MVA y Mayores. CFE K0000-07 2015 Transformadores Trifásicos Tipo Pedestal de 300 kVA para

Distribución Subterránea

CFE K0000-08 2015 Transformadores Trifásicos Tipo Pedestal hasta 225 kVA para Distribución Subterránea.

CFE K0000-13 2006 Transformadores y Autotransformadores de Potencia para

Distribución Subterránea.

CFE K0000-15 1995 Transformadores para Sistemas de Tierra Conexión Zing Zag y Estrella – Delta.

CFE K0000-19 2007 Transformadores Monofásicos Tipo Sumergibles hasta 100 kVA

para Distribución Subterránea. CFE K0000-22 2007 Transformadores Trifásicos Tipo Sumergibles hasta 225 kVA para

Distribución Subterránea. CFE K0000-26 2012 Transformadores Reductores para Servicios Propios y Auxiliares. CFE VY200-47 1993 Subestaciones Móviles de Potencia. CFE Y1000-03 2010 Reactores de Derivación y Reactores de Neutro.

Nota Parámetros de evaluación utilizados en proyectos a incorporar en la red eléctrica, emitidos anualmente por la subdirección

de programación de CFE.


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4 DEFINICIONES 4.1 Eficiencia de Transformadores La eficiencia de los transformadores es el atributo por medio del cual se mide la cantidad de energía que se tiene disponible a la salida del transformador respecto a la energía que entra al mismo. La diferencia entre la energía disponible a la salida respecto a la de la entrada se debe a las pérdidas en vacío, las debidas a la carga y el consumo del enfriamiento. Se calcula como el cociente de la energía de salida entre la energía de entrada por cien. 4.2 Factores de Evaluación de Pérdidas Son aquéllos que permiten evaluar las ofertas de transformadores y que hacen posible considerar el costo del consumo de energía durante la vida esperada del transformador. 4.3 Pérdidas en vacío (Pv) Son aquellas debidas a la tensión eléctrica que produce el flujo magnético en el núcleo del transformador. Son proporcionales a la tensión y dependen de la calidad del material y de las características constructivas de los núcleos, de la frecuencia de operación y de la densidad de flujo magnético con que opera. Se miden durante las pruebas en fábrica en cada transformador, estando en vacío, aplicando la tensión nominal y midiendo el consumo en watts (o kilowatts). 4.4 Pérdidas Debidas a la Carga (Pc) Son aquellas que se deben al paso de la corriente a través de los devanados del transformador. Son proporcionales al cuadrado de la corriente de carga y dependen de la resistividad del material (normalmente cobre o aluminio), la geometría de construcción de los conductores de los devanados, de la frecuencia, temperatura y la densidad de corriente de operación.

a) Para transformadores de dos devanados (en la derivación principal). La potencia activa absorbida en kW, a frecuencia de 60 Hz cuando la corriente nominal fluye a través

de la(s) terminal(es) de línea de uno de los devanados, estando el otro en corto circuito. Si alguno de los devanados cuenta con derivaciones, éste se conecta en la derivación principal.

b) Para transformadores con múltiples devanados, referidas a un par específico de devanados (en la

derivación principal). La potencia activa absorbida a frecuencia de 60 Hz, cuando la corriente fluye a través de la(s)

terminal(es) de línea de uno de los devanados del par, esta corriente corresponde a la más pequeña de las capacidades de ambos devanados de ese par, estando las terminales del otro devanado del mismo par en corto circuito. Cualquier devanado del par que cuente con derivaciones debe conectarse a la derivación principal y el (los) devanado(s) restante(s) debe(n) estar en circuito abierto.

NOTA Las pérdidas debidas a la carga están referidas a una temperatura de referencia (75 °C cuando la elevación de temperatura

es de 55 ºC y como caso especial en los reactores de 45 °C y de 85 ºC cuando la elevación de la temperatura es de 65 ºC).

4.5 Consumo de Enfriamiento Es la energía que se requiere para proveer enfriamiento adicional (ventiladores y/o bombas), necesaria para mantener la temperatura del punto más caliente del devanado, dentro del límite permitido por la especificación. Depende de la


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aplicación del transformador y tiene un valor característico asociado con cada capacidad especificada, por ejemplo ONAF1, ONAF2, ODAF, OFAF. 4.6 Valor de Garantía de Perdidas Es el que establece el fabricante en su propuesta. Sirve como base para evaluar propuestas en las licitaciones que se celebran para la adquisición de transformadores, autotransformadores y reactores de potencia, así como para el cálculo de penalización por incumplimiento de dicho valor. 4.7 Aparatos Sujetos a Penalización Son los transformadores, autotransformadores y reactores que exceden los valores de garantía pero que se encuentran dentro de la tolerancia. 4.8 Factores de Evaluación o Penalización (Kv, Kc y Ke) Son los valores dados en $/kW, que deben aplicarse para determinar el costo de las pérdidas garantizadas y eventualmente la penalización del exceso en las pérdidas garantizadas. Estos factores son emitidos anualmente por la Gerencia del LAPEM, con base en la metodología de cálculo descrita en este documento y en los parámetros emitidos por la subdirección de programación. 4.9 Costo de la capacidad del sistema (CC) Este parámetro lo proporciona la subdirección de programación y representa el costo de la inversión (aguas arriba) desde el punto donde se encuentra instalado el transformador. 4.10 Costo de energía (CE) Este parámetro lo proporciona la subdirección de programación y representa el costo de la energía en el punto donde se consumen las pérdidas. 4.11 Número de Horas Anuales de Operación (NHAO) Es la cantidad de horas al año en que el transformador está energizado. 4.12 Factor de Responsabilidad en el Pico de la Carga (FR). Este factor mide el valor pico de la carga del transformador como un porcentaje de la capacidad nominal en el momento en que ocurre la demanda máxima del sistema. De esta manera se pretende evaluar la capacidad adicional de la infraestructura en kVA para suministrar un kW de pérdida. Este valor depende del comportamiento particular de las curvas de demanda. Ver figura 1. 4.13 Factor de Carga (FC) Se define como la relación entre el promedio de la carga y la carga pico. Ver figura 2. Factor de pérdidas (FP). Se determina a partir del factor de carga y es la relación de las pérdidas promedio respecto al valor pico de las pérdidas en kW. La fórmula siguiente es una aproximación para derivar el factor de pérdidas a partir del factor de carga.


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Para Distribución 𝐹𝑃 = 0.15 ∗ 𝐹𝐶 + 0.85 ∗ 𝐹𝐶2

Para Subtransmisión y Transmisión 𝐹𝑃 = 0 .20 ∗ 𝐹𝐶 + 0.8 ∗ 𝐹𝐶^2

Figura 1 Factor de Responsabilidad

Figura 2 Factor de Carga

4.13.1 Factor de responsabilidad pico de pérdidas (FRPP)

Se define como el cuadrado del factor de responsabilidad en el pico de la carga respecto a la capacidad nominal del transformador. Ver figura 3.

Figura 3 Factor de Responsabilidad Pico de la Carga


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4.14 Carga Pico Inicial del Transformador Es el valor pico de la carga en porcentaje de la capacidad nominal que toma el transformador el primer año de servicio. 4.15 Carga Pico Máxima del Transformador Antes de Llegar a Carga Límite sin Exceder su Vida Útil Es el valor pico de la carga que toma el transformador antes de que se envejezca por temperatura debido a la sobrecarga y sea requerido poner un transformador en paralelo. 4.16 Tasa de Descuento Es el valor que permite descontar el valor del dinero en el tiempo trayéndolo a valor presente. 4.17 Vida Económica. Es el tiempo en el cual un bien tiene un valor económico asociado a su operación y registrado en libros. 4.18 Tasa de Inflación. Es el valor que permite comparar el efecto del incremento en los precios derivado de la pérdida de valor del dinero en el tiempo. 4.19 Factor de Nivelación. Es el factor que permite nivelar el valor presente en una serie de pagos constante durante n periodos a una tasa de descuento (i) especificada.

5 METODOLOGÍA DE CÁLCULO 5.1 Alcance de Aplicación

La metodología de cálculo es aplicable a los siguientes tipos de transformadores indicados en la tabla siguiente:


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Transformadores de Potencia Transformadores de Distribución

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Transformadores de Potencia de 10 MVA y mayores

NRF-025

Transformadores de Distribución Tipo Poste

CFEK0000-13

Transformadores y Autotransformadores de Potencia para Subestaciones de distribución

CFE K0000-04 Transformadores Monofásicos Tipo Pedestal hasta 100 kVA para Distribución Subterránea

CFE VY200-47

Subestaciones Móviles de Potencia

CFE K0000-05 Transformadores Trifásicos Tipo Sumergible de 300 kVA y 500 kVA para Distribución Subterránea

CFE Y1000-03 Reactores de Potencia

CFE K0000-07 Transformadores Trifásicos Tipo Pedestal de 300 kVA y 500 kVA para Distribución Subterránea

CFE K0000-17

Transformadores Tipo Seco para Excitación de Generadores Eléctricos

CFE K0000-08 Transformadores Trifásicos Tipo Pedestal hasta 225 kVA para Distribución Subterránea

CFE K0000-26

Transformadores Reductores para Servicios Propios y Auxiliares

CFE K0000-15 Transformadores para Sistemas de Tierra Conexión Zig Zag y Estrella-Delta

- - -

CFE K0000-19 Transformadores Monofásicos Tipo Sumergible hasta 100 kVA para Distribución Subterránea

CFE K0000-22 Transformadores Trifásicos Tipo Sumergible hasta 225 kVA para Distribución Subterránea

5.2 Consideraciones Técnicas La determinación de los factores de evaluación de pérdidas, consiste en establecer el valor económico de la capacidad requerida y la energía consumida como pérdidas durante la vida del transformador. Este valor económico se compone de dos partes: una de ellas asociada al costo de la infraestructura requerida para proporcionar un kW de pérdidas aguas arriba y la segunda al costo de la energía (kWh) consumida por las pérdidas del transformador. 5.2.1 Pérdidas en vacío 5.2.1.1 Parámetros relevantes El cálculo de las pérdidas en vacío requiere de:

a) Costo de la capacidad del sistema (CC), es el costo de la inversión (aguas arriba) desde punto donde

se encuentra instalado el transformador. Se mide normalmente en $/kW. Por ejemplo, un transformador para redes de distribución de media a baja tensión, incluye el costo de capacidad para


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suministrar un kVA de generación, de transmisión, de subtransmisión y de distribución, mientras que para el caso de un transformador elevador de generación, solo se aplica el costo de un kVA de capacidad de generación.

b) Costo de energía (CE), es costo de la energía en el punto donde se consumen las pérdidas. Se mide

en $/kWh. c) Número de horas anuales de operación (NHAO)

5.2.1.2 Fórmulas de aplicación

Costo anual de pérdidas en vacío.

CAPV ($kW⁄ ) =CC ($

kW⁄ ) +CE ($kWh⁄ ) *NHAO(h)

5.2.2 Pérdidas debidas a la carga Son las que se miden durante las pruebas en cada transformador y son proporcionales al cuadrado de la corriente de carga; se producen debido al efecto Joule, corrientes parásitas en los devanados y pérdidas extrañas en elementos estructurales. Se obtienen aplicando la corriente nominal en el lado de entrada de energía del transformador, estando el lado de salida de energía conectado en corto circuito.

5.2.2.1 Parámetros relevantes

a) El cálculo de pérdidas debidas a la carga requiere de: b) Costo de la capacidad del sistema (CC). c) Costo de energía (CE), es costo de la energía en el punto donde se consumen las pérdidas. Se mide

en $/kWh. d) Factor de responsabilidad en el pico de la carga (FR). e) Factor de carga (FC). f) Factor de pérdidas (FP). Se determina a partir del factor de carga y es la relación de las pérdidas

promedio respecto al valor pico de las pérdidas en kW. g) La fórmula siguiente es una aproximación para derivar el factor de pérdidas a partir del factor de

carga.

Para Distribución: 𝐹𝑃 = .15 ∗ 𝐹𝐶 + .85 ∗ 𝐹𝐶2

Para Subtransmisión y Transmisión: 𝐹𝑃 = .20 ∗ 𝐹𝐶 + .8 ∗ 𝐹𝐶2

h) Factor de responsabilidad pico de pérdidas (FRPP). i) Carga pico inicial del transformador.


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Figura 4 Carga pico y promedio anual

j) Carga pico máxima del transformador antes de llegar a carga límite sin exceder su vida útil.

Figura 5 Comportamiento de la carga pico y promedio durante la vida del transformador

k) Número de horas anuales de operación (NHAO).

l) Número de años transcurridos para alcanzar la carga pico máxima, debidos a una tasa de incremento anual de carga del transformador desde que ocurrió la carga pico inicial.


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Costo anual de pérdidas debidas a la carga en $/kW

CAPDC ($kW⁄ ) = [CC ($

kW⁄ ) ∗ FR2 + CE ($kWh⁄ ) ∗ FP ∗ NHAO(horas)] ∗ FRPP2

5.2.3 Consumo de enfriamiento.

Es el consumo de energía para alimentar el sistema de enfriamiento, ya sea mediante bombas, ventiladores o ambos.


El cálculo del consumo de enfriamiento requiere de:

a) Número de etapas de enfriamiento NHOEE, es el número de pasos con que cuenta el sistema de enfriamiento, normalmente operan al 133 o al 133/166 % de la capacidad nominal con enfriamiento natural.

b) Número de horas de operación promedio por año para cada etapa de enfriamiento.


Costo anual del consumo de enfriamiento en la etapa 1 en $/kW

𝐶𝐴𝐶𝐸𝐸1 = 𝐶𝐶 ($𝑘𝑊⁄ ) + 𝐶𝐸 ($

𝑘𝑊ℎ⁄ ) ∗ 𝑁𝐻𝑂𝐸𝐸1

Costo anual del consumo de enfriamiento en la etapa 2 en $/kW

𝐶𝐴𝐶𝐸𝐸2 = 𝐶𝐶 ($𝑘𝑊⁄ ) + 𝐶𝐸 ($

𝑘𝑊ℎ⁄ ) ∗ 𝑁𝐻𝑂𝐸𝐸2

5.2.4 Consideraciones Económicas


a) Tasa de descuento, es el valor que permite descontar el valor del dinero en el tiempo trayéndolo a

valor presente.

b) Vida económica, es el tiempo en el cual un bien tiene un valor económico asociado a su operación y registrado en libros.

c) Tasa de inflación, es el valor que permite comparar el efecto del incremento en los precios derivado

de la pérdida de valor del dinero en el tiempo. Nota 1.

d) Factor de nivelación, es el factor que permite nivelar el valor presente en una serie de pagos constante durante n periodos a una tasa de descuento (i) especificada.

Nota1 Para el caso de los factores de evaluación no requiere utilizarse el ajuste por inflación porque se utilizan para evaluar

determinar el costo de la energía en el momento de oferta y, por otra parte, tampoco se requiere para determinar los factores


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de penalización, porque se cobran en el momento de la entrega del transformador. En ambos casos, el valor económico no es afectado por la inflación.


El Valor presente en el año 1 es igual a:

𝑉𝑃1 =1

(1 + 𝑇𝐷)1

El Valor presente para una serie de periodos es igual a:

𝑉𝑃1𝑛 = 𝛴𝑖=1

𝑛 1

(1 + 𝑇𝐷)𝑖

La inflación para el año siguiente se calcula de la manera siguiente:

𝐼𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑎ñ𝑜 1 = (1 + 𝑇𝐼1)1 El factor de nivelación, se calcula de la manera siguiente:

𝐹𝑁(𝑛, 𝑖) =𝑖 ∗ (1 + 𝑖)𝑛

(1 + 𝑖)𝑛 − 1


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5.2.5 Resumen de parámetros relevantes para el cálculo de factores de evaluación.

En el Apéndice A, se presenta un ejemplo de cálculo.

6 EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS La evaluación de las pérdidas en la propuesta económica, se determina de acuerdo a la fórmula siguiente:

Cp=KvPv+KcPc+KeCe Donde: Cp = Costo de las pérdidas. Kv, Kc y Ke véase 7.2 de esta especificación. Para el caso del factor Ke asociado con el consumo garantizado para el enfriamiento, debe considerarse para cada etapa en caso de que tenga dos etapas de enfriamiento. Como es el caso de la especificación CFE K0000-13, Ke1 para la etapa de 133 % de la capacidad AN y Ke2 para la etapa del 166% de la capacidad AN. De tal manera que KeCe debe ser igual a: Ke1*Ce1 + Ke2*Ce2.


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7 CRITERIO Y TOLERANCIA PARA ACEPTACIÓN CON PENALIZACIÓN El transformador, autotransformador o reactor de potencia que se haya excedido en alguno de los valores garantizados de pérdidas y estén dentro de las tolerancias que enseguida se indican, es aceptado sujeto a penalización. 7.1 Tolerancia en las Pérdidas

a) En vacío, hasta un 10 % arriba del valor garantizado. b) Con carga, hasta un 10 % arriba del valor garantizado. c) De enfriamiento, hasta 1 kW por arriba del valor garantizado, por paso de enfriamiento.

CFE puede aceptar con penalización de acuerdo a los criterios indicados en esta especificación los transformadores y autotransformadores de potencia que no excedan el 10 % de tolerancia en las pérdidas en vacío y con carga, así como los que excedan 1 kW por arriba del valor garantizado en el consumo del sistema de enfriamiento. Así como también los reactores de potencia que no excedan el 10 % de tolerancia en pérdidas totales. En el caso de transformadores adquiridos bajo la especificación CFE K0000-13, CFE acepta los transformadores que no excedan el 10 % de tolerancia en las pérdidas en vacío y con carga, así como los que no excedan 1 kW por arriba del valor garantizado en el consumo del sistema de enfriamiento y siempre y cuando estén por debajo de los valores máximos permisibles de pérdidas.

7.2 Cálculo de la Penalización Si durante la prueba de cada transformador, autotransformador o reactor de potencia, se obtienen valores de pérdidas que excedan a los garantizados por el proveedor en su propuesta, se debe aplicar una penalización de acuerdo a lo indicado a continuación:

a) Por pérdidas en vacío.

- 2*Kv Mayores a 0 y hasta 3 % del valor garantizado. - 3*Kv Después del 3 % y hasta 5 % del valor garantizado. - 6*Kv Después del 5 % y hasta 10 % del valor garantizado.

- 10*Kv Después del 10 % del valor garantizado.

b) Por pérdidas con carga.

- 2*Kc Mayores a 0 y hasta 3 % del valor garantizado. - 3*Kc Después del 3 % y hasta el 5 % del valor garantizado. - 6*Kc Después del 5 % y hasta el 10 % del valor garantizado. - 10*Kc Después del 10 % del valor garantizado.

c) Por consumo del sistema de enfriamiento, por cada etapa de enfriamiento.

- 6*Ke Hasta 1 kW arriba del valor garantizado.


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- 10*Ke Después de 1 kW del valor garantizado. Donde: Kv = Factor de evaluación de pérdidas en vacío. Kc = Factor de evaluación de pérdidas debidas a la carga. Ke = Factor de evaluación por consumo del sistema de enfriamiento. NOTAS

1. Los multiplicadores 2, 3, 6 y 10 deben aplicarse a los factores Kv, Kc y Ke, exclusivamente a la porción de Watts en exceso sobre los valores garantizados por el proveedor, de acuerdo a lo indicado en los incisos anteriores.

2. Los valores de los factores de evaluación de pérdidas Kv, Kc y Ke, dados en $/kW, son los vigentes emitidos por la

Gerencia de LAPEM, al momento de presentar el proveedor la propuesta técnica.

3. En el caso de transformadores adquiridos bajo la especificación CFE K0000-13, se aplica el procedimiento anterior, siempre y cuando los valores obtenidos durante las pruebas, estén por debajo de los valores máximos permisibles de pérdidas, indicados en la citada especificación.

7.3 Ajuste de Penalización Este factor de ajuste se lleva a cabo a través del mecanismo de fórmula genérica considerada en las bases de la licitación. Este factor se calcula hasta el mes de la entrega del bien o mes de entrega pactado en el contrato, lo que ocurra primero y se calcula con la fórmula siguiente:

𝑭𝑨 = (𝑰𝑭

𝑰𝒐) ∗ ( √

𝑰𝑭

𝑰𝒐

𝑵

) 𝟐

Donde: FA Factor de ajuste. If Índice de ajuste de precios correspondiente al mes de la entrega del bien o de la entrega pactada, lo que ocurra

primero. Io Índice de ajuste de precios correspondiente al mes de cotización o celebración del contrato. N Número de meses transcurridos entre el mes de la cotización o celebración del contrato al mes de la entrega del

bien o de la entrega pactada, lo que ocurra primero. NOTA Los índices de ajuste de precios son los publicados en el Boletín Informativo de Índices para ajustes de Precios, emitido por

la Subdirección de Programación de CFE.

7.4 Gastos de Penalización Siempre que exista penalización por valores fuera de garantía, la CFE debe efectuar un cargo adicional al proveedor, del 5 % del valor de penalización multiplicado por el factor de ajuste, por concepto de gastos administrativos.


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8 BIBLIOGRAFÍA [1] CFE K0000-17 2005 Transformadores Tipo Seco para Excitación de Generadores

Eléctricos


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APÉNDICE A

Ejemplo de parámetros para el cálculo de factores de evaluación de pérdidas


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APENDICE B

Resultados Obtenidos de la evaluación de pérdidas en transformadores de transmisión


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