I

NORMA CHILENA OFICIAL NCh2660.Of2002

Eficiencia energética - Transformadores de distribución -Guía para su determinación

Preámbulo

El Instituto Nacional de Normalización, INN, es el organismo que tiene a su cargo elestudio y preparación de las normas técnicas a nivel nacional. Es miembro de laINTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION (ISO) y de la COMISIONPANAMERICANA DE NORMAS TECNICAS (COPANT), representando a Chile ante esosorganismos.

La norma NCh2660 ha sido preparada por la División de Normas del Instituto Nacional deNormalización, y en su estudio participaron los organismos y las personas naturalessiguientes:

Ametek Power Instr. Mitchell T. BallPatricio Embry E.

CAM S.A. Héctor Segovia M.Centro de Estudios, Medición y Certificación de Calidad,CESMEC Ltda. Sergio Barrera P.CHILECTRA S.A Héctor P. Herrera

Alejandro Valenzuela G.L.O.A. Ingeniería y Construcción Eléctrica Luis Oreamuno A.PROGOS Ltda. Mariano OrellanaPROYCEL Ltda. Nelson Barriga J.

José Cortés O.SCHAFFNER S.A. Cristián CandiaSIEMENS S.A. Guillermo Alarcón B.TUSAN Ltda. Iván Barraza Z.

Carlos MuñozVíctor Suazo V.

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II

Esta norma se estudió en el Comité Transformadores, dentro del Proyecto FDI Energía(Eficiencia Energética) y forma parte de un conjunto de normas destinadas a establecerrequisitos nacionales de ahorro de energía en el diseño y uso de transformadoreseléctricos de distribución así como los métodos necesarios para su comprobación.

Por no existir Norma Internacional, esta norma está basada en la norma NEMA TP 1 Guidefor Determining Energy Efficiency for Distribution Transformers, siendo idéntica a lamisma.

El Anexo A forma parte del cuerpo de la norma.

El Anexo B no forma parte del cuerpo de la norma, se inserta sólo a título informativo.

Esta norma ha sido aprobada por el Consejo del Instituto Nacional de Normalización, ensesión efectuada el 28 de Diciembre de 2001.

Esta norma ha sido declarada Oficial de la República de Chile por Resolución Exenta N°90,de fecha 21 de Marzo de 2002, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción,publicada en el Diario Oficial del 05 de Abril de 2002.

1

NORMA CHILENA OFICIAL NCh2660.Of2002

Eficiencia energética - Transformadores de distribución -Guía para su determinación

1 Alcance y campo de aplicación

1.1 Esta norma establece una guía para la determinación del comportamiento de la eficienciaenergética de los equipos a que se refiere 1.2 y para ayudar en la selección de tales equipos.

1.2 Esta norma se aplica a transformadores eléctricos de distribución, monofásicos ytrifásicos, de tipo seco y de tipo inmerso en líquido, de acuerdo con la clase de voltaje eintervalo de operación que se indica en Tabla 1.

Tabla 1 - Clase de voltaje e intervalos de operación en transformadores de distribución

Voltaje primario: 34,5 kV y menos

Voltaje secundario: 600 V y menos

Tipo de transformador Nº de fases Intervalo de potencia,kVA

monofásico 1,5 a 833Inmerso en líquido

trifásico 15 a 2 500

monofásico 15 a 833Seco

trifásico 15 a 2 500

1.2.1 Esta norma se aplica, también, a los transformadores que se indican a continuación:

- Rectificadores y otros diseñados para eliminación de altas armónicas.

- Distintos de distribución.

- De impedancia especial y armónicos.

- Usados o repotenciados.

- De conexiones especiales.

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1.3 Esta norma no se aplica a los transformadores siguientes:

- Monofásicos, inmersos en líquido, de menos de 10 kVA, con excepción de unidadesde capacidad de 1,5 kVA; 3 kVA y 5 kVA.

- De tipo seco, con intervalo de potencia menor que 15 kVA.

- De impulso, de corriente alterna y continua.

- Autotransformadores.

- De regulación.

- Sellados y no ventilados.

- Para máquinas-herramientas.

- Para soldar al arco.

- Con pasos de derivación mayores que 15%.

- Con frecuencia distinta de 50 Hz.

- De puesta a tierra.

- Para ensayos.

2 Referencias normativas

El documento normativo siguiente contiene disposiciones que, a través de referencias enel texto de la norma constituyen requisitos de la norma.

NCh2661 Eficiencia energética - Transformadores de distribución - Método demedición del consumo de energía.

NOTA - Ver Anexo B, Bibliografía.

3 Términos y definiciones

Para los propósitos de esta norma se aplican los términos y definiciones siguientes:

3.1 carga anual máxima equivalente (PL): en un transformador, valor promedio anual de lascargas máximas (peak) que se somete el equipo

3.2 cargo fijo (FRC): costo de tener una inversión de capital, se expresa en %

3.3 costo de energía adicional (EC): incremento del nivel de costo necesario para generar elkWh adicional siguiente al actual

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3

3.4 costo adicional de la capacidad del sistema (SC): incremento promedio del nivel decosto de la capacidad de sistema de generación, transmisión y distribución, necesario paraproducir el kWh siguiente de carga al transformador de distribución coincidente con lademanda máxima; se expresa en $/año

3.5 eficiencia energética nominal o de placa (EFN): valor redondeado a 0,1% de laeficiencia, que deriva de la razón entre los parámetros kVA de salida y kVA de salida máslas pérdidas, todo ello multiplicado por 100, para un porcentaje dado de carga y referido auna temperatura de referencia especificada

3.5.1 Matemáticamente expresada, la razón resulta como se indica en la ecuación (1)siguiente:

)(0001)0001(100

%2 TPLLNLkVAP

kVAPE

××++×××××= (1)

en que:

P = factor de capacidad, adimensional, que se aplica a los transformadores enel cálculo de la eficiencia nominal o de placa, y cuyo valor es:

- 0,35 para transformadores de tipo seco de baja tensión (clase 600 V); y

- 0,50 kVA para transformadores secos o con llenado líquido, demedia tensión.

kVA = capacidad nominal, de placa, kVA;

NL = pérdida sin carga (del núcleo), a 20°C, en watt;

LL = pérdida con carga, a la temperatura de referencia de plena carga,coherente con los valores que aparecen en normas C57.12.00 (líquido) yC57.12.01 (seco), en watt;

T = factor de corrección de la temperatura de pérdida con carga, para corregirlas temperaturas especificadas (por ejemplo: 75°C para transformadorestipo seco y 85°C para transformadores inmersos en líquido).

NOTA - En los transformadores inmersos en líquido, el factor ,0,1=T puesto que la eficiencia se establecepara 85ºC.

En los transformadores de tipo seco, significativamente influidos porque 75ºC está bastante más abajo delaumento de temperatura a plena carga, el factor T se supone en una pérdida de 10% por corrientes de Eddyen la bobina, como se describe en Anexo A. Sin embargo, las pérdidas efectivas por corrientes de Eddypueden ser diferentes de 10%.

3.6 tiempo anual de servicio (TAS): cantidad de horas por año, valor que se usa en losfactores A y B de las ecuaciones y que generalmente se considera en 8 760. Sinembargo, puede haber excepciones tales como transformadores conectados a carga deirrigación. En este caso, el transformador puede no estar energizado una parte del año y elvalor TAS sería menor que 8 760

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4

Por otra parte, este transformador podría permanecer energizado todo el año, pero concarga solamente una parte del año. En este caso, se puede usar un factor de cargareducido equivalente para contabilizar la porción del año sin carga, en tanto que semantiene el valor 8 760 para los factores A y B de las ecuaciones (1), (3) y (4).

3.7 factor de pérdida (LsF): en un transformador de distribución, una medida del promedioanual de pérdida con carga referidas al valor máximo de pérdidas con carga; se expresaen %

3.8 factor de responsabilidad en la carga máxima de punta (RF): una medida de ladiversidad de cargas en el transformador

3.9 multiplicador de pérdida (LM): una medida de las pérdidas del sistema desde lageneración y a través del sistema de transmisión y distribución

3.10 pérdida con carga (LL): valor de pérdida con carga para un aumento de temperaturanominal más 20ºC; se expresa en watt (por ejemplo: 85ºC para un aumento de 65ºC y170ºC para un aumento de temperatura de 150ºC)

3.11 tolerancia de eficiencia: se considera que un transformador está dentro de latolerancia de eficiencia, respecto del valor nominal que aparece en la placa decaracterísticas del transformador, cuando las pérdidas sin carga y pérdidas totalescumplen con las tolerancias unitarias que se definen en normas ANSI C57.12.00 oC57.12.01

4 Evaluación de la eficiencia de instalaciones eléctricas

4.1 Las empresas de distribución eléctrica adquieren transformadores de distribuciónbasados en una metodología de costo de ciclo de vida, que toma en cuenta el valor de laspérdidas eléctricas para un tiempo de vida útil del transformador.

4.2 El análisis siguiente es un resumen del método que toma en cuenta el costo inicialequivalente ( EFC ) y costo total para el dueño (TOC ), método que es usadocorrientemente:

EFCEFCiEFC CPCCPNCTOC ++= (2)

en que:

TOC = costo total para el dueño, $;

iC = costo inicial, de adquisición del transformador, $;

EFCCPN = costo de las pérdidas del núcleo ×= A pérdidas del núcleo;

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5

EFCCPC = costo de las pérdidas con carga ×= B pérdidas con carga;

A = costo inicial equivalente de pérdidas sin carga, $/watt;

B = costo inicial equivalente de pérdidas con carga, $/watt.

Los factores A y B dependen de los costos de la energía y de los costos de capacidadasociados con las pérdidas sin carga y pérdidas con carga del transformador, incluyendolos costos financieros.

4.3 En los cálculos de evaluación del costo total para el dueño (TOC ), de untransformador de distribución, se usa generalmente, los costos ahorrados.

a) Como se estableció previamente, los componentes del TOC son los costos que absorbela instalación para suministrar energía al núcleo del transformador que cubran laspérdidas con carga y sin carga, y que corrientemente se denominan factores A y B .

b) Estas pérdidas de los transformadores de distribución representan carga adicional(incremental) que la instalación debe servir a lo largo de la vida del transformador.

c) Si los costos ahorrados por la instalación reflejan sus costos incrementales de largoplazo, tomados a lo largo de la vida económica del equipo, ellos se pueden usar paradeterminar la capacidad del sistema y el costo de la energía del núcleo deltransformador y las pérdidas con carga.

4.4 Muchas instalaciones determinan regularmente sus costos ahorrados en capacidad degeneración y energía. Al asumir que estos valores reflejan el impacto económico continuoa lo largo de la vida del transformador, ellos se deberían usar directamente en elprocedimiento de evaluación de pérdidas.

4.5 Los costos ahorrados en energía y en capacidad de generación que se usan en laevaluación de transformadores de distribución se deberían determinar sobre una base decosto incremental de largo plazo, usando los costos de generación y planificación deexpansión.

a) Los factores de costo incremental de largo plazo incluyen las características depérdidas de las instalaciones, valores máximos de punta proyectadas (demanda),capacidad de generación y disponibilidad existente y futura, mantenimiento de lageneración y confiabilidad de ella, costo asociados con la construcción de nuevasplantas generadoras, precios de los combustibles vigentes y proyectados, contratosde compra/venta de corto plazo y de largo plazo.

b) La expansión de la generación incluye la planificación de márgenes de reservasuficientes para mantener la confiabilidad del sistema a un alto nivel, basados encriterios objetivos.

4.6 La aplicación de la metodología TOC , usando los factores A y B descrita es unapráctica común en la industria de instalaciones eléctricas.

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6

5 Parámetros de evaluación de transformadores comerciales e industriales

5.1 Introducción

5.1.1 Al mismo tiempo que muchos aspectos del procedimiento TOC paratransformadores industriales o comerciales, instalados en paralelo, se usan por lasinstalaciones eléctricas, hay no obstante, diferencias que requieren el uso de unprocedimiento diferente. Este procedimiento podría, a lo menos, proveer unadiferenciación entre diseños que reflejen las restricciones de los usuarios.

5.1.2 El análisis siguiente es una revisión del método TOC para el costo inicialequivalente, según la ecuación (3) (ver 4.2):

EFCEFCiEFC CPCCPNCTOC ++= (3)

×= ACPN EFC pérdidas del núcleo, $/watt (4)

×= BCPCEFC pérdidas con carga, $/watt (5)

en que:

A = /)()()( TASELISPW 1 000;

B = TPA ×× 2 ;

)(ISPW = valor presente de una serie de inflación.

= ai

i

an

−

++

−1

11

(6)

a = índice de inflación unitario;

i = valor del interés unitario;

n = número de años;

EL = precio de compra de electricidad, $/kWh.

5.1.3 Una aproximación alternativa para especificar las pérdidas sin carga y pérdidas concarga de un transformador es medir la eficiencia energética a la carga específica que seatípica para el uso.

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5.1.4 La expresión general de la eficiencia energética es:

Eficiencia energética, 100% ×=+ pérdidas) salida de (carga

salida de carga(7)

Esta expresión se puede estructurar para el segmento industrial/comercial como se indica:

)()0001(

)0001(100%

2 TPLLNLkVAP

kVAPE

××++×+×+×= (8)

en que:

P = factor de capacidad, adimensional, que se aplica a los transformadores enel cálculo de la eficiencia nominal o de placa, y cuyo valor es:

- 0,35 para transformadores de tipo seco de baja tensión (clase 600 V); y

- 0,50 kVA para transformadores secos o con llenado líquido, de mediatensión.

6 Tablas de eficiencia energética

6.1 Las Tablas 2 y 3 de eficiencia energética establecen los valores mínimos de eficienciaque deben cumplir los transformadores de distribución inmerso en líquido y los de tiposeco, respectivamente.

6.2 Estos valores de eficiencia se aplican a los transformadores de distribución destinadosa las instalaciones eléctricas y al segmento industrial/comercial que no usan losparámetros de evaluación definidos en cláusulas 4 y 5 de esta norma.

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Tabla 2 - Niveles de eficiencia en clase 1 - Transformadores de distribución inmersos en líquido -Valores mínimos, %

Condición de referencia Temperatura % de carga nominal en la placa

Pérdida con carga 85°C 50%

Pérdida sin carga 20°C 50%

Capacidad,

kVAEficiencia en equipos

monofásicosCapacidad,

kVAEficiencia en equipos

trifásicos

1,5 97,0 - -

3 97,3 - -

5 97,7 - -

10 98,3 - -

15 98,5 15 98,0

25 98,7 - -

- - 30 98,3

37,5 98,8 - -

- - 45 98,5

50 98,9 - -

75 99,0 75 98,7

100 99,0 - -

- - 112,5 98,8

- - 150 98,9

167 99,1 - -

- - 2001) 99,0

- - 225 99,0

250 99,2 2501) 99,0

- - 300 99,0

333 99,2 - -

- - 4001) 99,2

500 99,3 500 99,1

667 99,4 - -

- - 750 99,2

833 99,4 - -

- - 1 000 99,2

- - 1 500 99,3

- - 2 000 99,4

- - 2 500 99,4

1) Transformadores de potencia intermedia, de fabricación normal en Chile.

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Tabla 3 - Niveles de eficiencia en clase 1 - Transformadores de distribución de tipo seco -Valores mínimos, %

Condición de referencia Temperatura % de carga nominal en la placa

Bajo voltaje 75°C 35%

Voltaje medio 75°C 50%

Eficiencia en transformadores monofásicos Eficiencia en transformadores trifásicos

Capacidad,

kVABaja tensión Tensión media

Capacidad,

kVABaja tensión Tensión media

- - - 10 97,0 96,8

15 97,7 97,6 15 97,0 96,8

25 98,0 97,9 - - -

- - - 30 97,5 97,3

37,5 98,2 98,1 - - -

- - - 45 97,7 97,6

50 98,3 98,2 - - -

75 98,5 98,4 75 98,0 97,9

100 98,6 98,5 - - -

- - - 112,5 98,2 98,1

- - - 150 98,3 98,2

167 98,7 98,7 - - -

- - - 225 98,5 98,4

250 98,8 98,8 - - -

- - - 300 98,6 98,5

333 98,9 98,9 - - -

500 - 99,0 500 98,7 98,7

667 - 99,0 - - -

- - - 750 98,8 98,8

833 - 99,1 - - -

- - - 1 000 98,9 98,9

- - - 1 500 - 99,0

- - - 2 000 - 99,0

- - - 2 500 - 99,1

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Anexo A(Normativo)

Factor de corrección de temperatura para transformadores de tipo seco

A.1 Supuestos técnicos

a) Pérdidas por corrientes errantes y de Eddy: 10% de las pérdidas con carga.

b) Material de los conductores: cobre aluminio.

c) Opciones de aumentos de temperatura de 80; 115 y 150 a plena carga.

d) Temperatura ambiente: 20°C.

A.2 Algoritmos

a) Resistencia eléctrica a 75°C vs. referencia a plena carga.

++°+=

ambienteaumentorefTTFCF

R

R 7575 (A.1)

en que:

F = coeficiente térmico de resistencia;

AlF = 225;

CuF = 234,5;

ambienteT = 20°C.

a.1) Al aplicar ecuación (A.1) resulta la Tabla A.1.

Tabla A.1 - Factores de corrección T según la ecuación (A.1) (transformadores de tipo seco)

Aumento de temperatura aplena carga Aluminio (Al) Cobre (Cu)

80 0,923 1 0,925 3

115 0,833 3 0,837 6

150 0,759 5 0,765 1

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b) Factor de corrección de temperatura

75

75 )()(R

RL

R

RLT ref

Eref

iF += (A.2)

iL = pérdida con carga PU debida a resistencia d - c = 0,9.

EL = pérdida con carga PU debida a corrientes errantes y de Eddy = 0,1.

Luego:

75

75 1,09,0R

R

R

RT ref

refF += (A.3)

b.1) Al aplicar ecuación (A.3) resulta la Tabla A.2.

Tabla A.2 - Factor de corrección según la ecuación (A.3)

Aumento de temperatura aplena carga

Aluminio (Al) Cobre (Cu)

80 0,939 1 0,940 8

115 0,870 0 0,873 2

150 0,815 2 0,819 3

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Anexo B(Informativo)

Bibliografía

[1] C57.12.10-1988 American National Standard for Transformers - 230 kV andbellow, 833/958 through 833 3/104 17 kVA, single phase,and 750/862 through 600 00/800 00/100 000 kVA, ThreePhase without Load Tap Changing; and 3 750/4 687 through600 00/800 00/100 000 kVA with Load Tap Changing -Safety Requirements.

[2] C57.12.20-1988 American National Standard for Transformers - Overhead-Type Distribution Transformers, 500 kVA and Smaller; HighVoltage, 34 500 and Below; Low Voltage, 7 970/13 800 Yand Below.

[3] C57.12.22-1989 American National Standard for Transformers - Pad-Mounted,Compartmental-Type, Self-Cooled, Three-Phase DistributionTransformers with High Voltage Bushings, 2 500 kVA andSmaller; High Voltage, 34 500 GrdY/19 920 V and Below;Low Voltage, 480 Voltages and Below - Requirements.

[4] C57.12.23-1993 IEEE Standard for Transformers - Underground-type,Self-Cooled, Single-phase Distribution Transformers withSeparable, Insulated, High Voltage Connectors; High Voltage(24 940 GrdY/14 400 V and Below) and Low Voltage(240/120 V, 176 kVA and Smaller).

[5] C57.12.24-1988 American National Standard for Transformers -Underground-type, Three-Phase Distribution Transformers,2 500 kVA and Smaller; High Voltage34 500 GrdY/19 920 V and Below; Low Voltage, 480 V andBelow - Requirements.

[6] C57.12.25-1990 American National Standard for Transformers - Pad-Mounted,Compartmental-type, Self-Cooled, Single-Phase DistributionTransformers with Separable Insulated High Voltage34 500 GrdY/19 920 V and Below; Low Voltage, 240/120 V;167 kVA and Smaller - Requirements.

[7] C57.12.26-1992 IEEE Standard for Pad-Mounted, Compartmental-Type,Self-Cooled, Three-Phase Distribution Transformers for Usewith Separable Insulated High-Voltage Connectors(34 500 GrdY/19 920 V and Below; 2 500 kVA and Smaller.

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[8] C57.12.40-1992 American National Standard for Transformers - Subway andVault Types (Liquid Immersed) - Requirements.

[9] C57.12.50-1981 American National Standard Requirements for VentilatedDry-Type Distribution Transformers, 1 to 500 kVA,Single-Phase, and 15 to 500 kVA, Three-Phase, with HighVoltage 601 to 34 500 V, Low-Voltage 120 to 600 V.

[10] C57.12.51-1981 American National Standard Requirements for VentilatedDry-Type Power Transformers, 501 kVA and Larger,Three-Phase, with High Voltage 601 to 34 500 V, LowVoltage 208Y/120 to 4 160 V.

[11] C57.12.52-1987 American National Standard Requirements for SealedDry-Type Power Transformers, 501 kVA and Larger,Three-Phase, with High Voltage 601 to 34 500 V,Low-Voltage 208Y/120 to 4 160 V.

[12] C57.12.57-1987 American National Standard for Transformers - VentilatedDry-Type Network Transformers 2 500 kVA and Bellow,Three-Phase, with High Voltage 34 500 V and Below,Low-Voltage 216Y/125 and 408/277 V - Requirements.

[13] C57.12.59-1989 IEEE Guide for Dry-Type Transformer Through-Fault CurrentDuration.

[14] C57.12.70-1978 American National Standard Terminal Marking andConnections for Distribution and Power Transformers.

[15] C57.12.80-1978 IEEE Standard Terminology for Power and DistributionTransformers.

[16] C57.12.90-1993 IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution,Power and Regulating Transformers and IEEE Guide forShort-Circuit Testing of Distribution and PowerTransformers.

[17] C57.12.91-1979 IEEE Standard Test Code for Dry-Type Distribution andPower Transformers.

[18] C57.91-1981 IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Overhead andPad-Mounted Distribution Transformers Rated 500 kVA andLess with 65°C or 55°C Average Winding Rise

[19] C57.92-1981 IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed PowerTransformers Up to and including 100 MVA with 65°C or55°C Average Winding Rise.

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[20] C57.96-1989 IEEE Guide for Loading Dry-Type Distribution and PowerTransformers.

[21] C57.109-1993 IEEE Guide for Liquid-Immersed Transformer Trough-FaultCurrent Duration.

[22] C57.110-1986 IEEE Recommended Practice for Establishing TransformerCapability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents.

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Eficiencia energética - Transformadores de distribución -Guía para su determinación

Energy efficiency - Distribution transformers - Guide for her determination

Primera edición : 2002

Descriptores: equipos eléctricos, transformadores, transformadores de distribución,eficiencia, requisitos

CIN 29.180

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