COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA

SUBDIRECCIÓN GENERAL TÉCNICA

DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Noviembre, 1996

GERENCIA DE INGENIERÍA BÁSICA Y NORMAS TÉCNICAS

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CAPÍTULO 1

PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO 1.1 INTRODUCCIÓN Este capítulo pretende dar un panorama general de las instalaciones eléctricas en los sistemas de bombeo de agua potable y alcantarillado, describiendo sus principales componentes y la importancia que tienen dentro de las instalaciones. Se presentan los conceptos generales que deben tomarse como base en el diseño del sistema eléctrico y las desviaciones que se deben evitar en el desarrollo del mismo. Se describe una clasificación de cargas, la definición de centros de carga y la importancia que representa para algunos tipos de instalación contar con estos. Se enuncian las tensiones normalizadas y una clasificación de acuerdo a su nivel de distribución y suministro en la República Mexicana, conforme a los valores que maneja la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Se describen los efectos que produce la variación de la tensión en algunos equipos eléctricos, además se dan algunas recomendaciones para minimizar los efectos en estos equipos. 1.2 CONCEPTOS GRALES. PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN LOS

SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO

Los componentes principales de una instalación eléctrica en los sistemas de bombeo de agua potable, alcantarillado y saneamiento, desde el punto de acometida con la cía. suministradora, son principalmente: la subestación eléctrica y el sistema de fuerza. 1.2.1 Definiciones de conceptos generales Acometida eléctrica.- son todos los equipos conductores y accesorios necesarios para llevar la energía eléctrica desde el sistema de suministro hasta el usuario. A estos elementos se les conoce también como línea de servicio y de acuerdo con las necesidades de la Instalación y las características de la red de distribución de la acometida puede ser aérea o subterránea.

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Subestación eléctrica.- Conjunto de equipos y materiales eléctricos que sirven para transformar, controlar y regular la energía eléctrica para facilitar su transporte y manejo. Sistema de fuerza.-Es el conjunto de equipos, materiales y accesorios de una instalación eléctrica que se encargan de llevar la energía eléctrica desde el punto de servicio del usuario hasta el punto de utilización final. Centros de carga.-Dentro de una instalación eléctrica es el punto donde se considera una carga igual a la suma de todas las cargas parciales, lo que en realidad representa el centro de gravedad si a las cargas eléctricas se les trata como masas. Sistema de alumbrado.-Conjunto de luminarios necesarios en una instalación para proporcionar la iluminación artificial necesaria en las diferentes áreas de trabajo con la cual el personal pueda desarrollar sus tareas con la mayor seguridad y eficiencia. Sistema de tierra.-Conjunto de conductores electrodos y accesorios que conectados entre si eficientemente, tienen la finalidad de conectar a tierra las cubiertas y las partes metálicas de los equipos eléctricos para seguridad de personas, en caso de alguna falla en el sistema de fuerza. Sistema de pararrayos.-Conjunto de electrodos, conductores y accesorios que conectados entre si y a un sistema de tierras tienen la función de proteger a las construcciones contra las descargas atmosféricas. 1.3 BASES GRALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO 1.3.1 Aspectos básicos Seguridad La seguridad del personal es un factor de vital importancia y no admite restricciones por otros factores. Es uno de los objetivos fundamentales de la normalización. Flexibilidad y facilidad De acuerdo al tipo de instalación deben preverse posibles expansiones, aumentos en la carga y sus repercusiones en factores como son: La capacidad de los equipos nuevos y su espacio, el voltaje, espacio para instalaciones adicionales, modos alternativos de alimentación a las cargas, etc.

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Economía El costo de los equipos, el pago por consumo de energía y los gastos de operación y mantenimiento como resultado de las alternativas en el diseño es un factor importante pero de ninguna manera debe interferir en el sacrificio de la seguridad y la eficiencia del sistema. Eficiencia El sistema eléctrico debe estar en relación directa a su construcción y acabado, contará con el equipo adecuado para poder asegurar su operación en condiciones normales y dependiendo del tipo de instalación deberá contar con lo necesario para la operación aún en situaciones emergentes. Continuidad La continuidad que guarde un sistema eléctrico depende de la importancia que tenga en el proceso, lo que en las de mayor importancia se instalan equipos duales o se cuenta con un sistema de respaldo y se aislan las posibles fallas para asegurar la operación correcta. Normatividad Todos los diseños de sistemas eléctricos deben apegarse a las normas nacionales o en su defecto con las internacionales vigentes, correspondientes. 1.3.2 Códigos y normas aplicables en sistemas de energía eléctrica NOM-001-SEMP-1994 NORMA OFICIAL MEXICANA ANSI AMERICAN NATIONAL STANDARS INSTITUTE NEC NATIONAL ELECTRIC CODE (ANSI C.I.I) SOCIEDAD MEXICANA DE INGENIERÍA S M II E ILUMINACIÓN C F E COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

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1.3.3 Organismos que certifican la aprobación de equipo eléctrico y materiales

Considerando, que dentro del diseño de las instalaciones eléctricas, deben requerirse materiales y equipos, así como realizar volumen de obra; es necesario mencionar los organismos cuyo objetivo principal es la certificación y la aprobación de los materiales y equipo, y sus requisitos deben considerarse como mínimos para su diseño, construcción y pruebas. La certificación de materiales y equipo eléctrico son indicados en las especificaciones correspondiente, a cada equipo (ver manual de selección) 1.3.4 Lineamientos para el diseño de los sistemas de: fuerza, tierra y

alumbrado La ingeniería de diseño eléctrico deberá contemplar los requisitos mínimos de seguridad a que deben sujetarse las instalaciones eléctricas, sometidas a ambientes húmedos y corrosivos; para el sistema de fuerza, tierras y alumbrado. Así mismo, dichos sistemas deben cumplir con las características de calidad. Sistema de fuerza La subestación reductora deberá reducir la alta tensión de entrada a la tensión de distribución de las plantas. Deberá estar localizada en un área que cumpla con los requerimientos de la compañía suministradora, la cual consistirá de un cuarto de control eléctrico y una área de transformación. El cuarto de control eléctrico deberá contener tableros de mediana, baja tensión y tableros de alumbrado. Sistema de distribución a tensión media Deberá estar localizado, de preferencia en un área próxima al centro de carga eléctrica de la planta y deberá consistir de un tablero de distribución y centro de control de motores en mediana tensión. Sistema de distribución en baja tensión La tensión de 480 volts se deberá obtener mediante la transformación de un arreglo de subestación propia. El sistema de distribución a 127/220 volts, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz, con neutro a tierra serán para servicios de alumbrado y motores fraccionarios.

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Podrán usarse canalizaciones subterráneas o aéreas para alimentadores de fuerza, alimentadores para distribución de alumbrado y estaciones de botones de control de motores. Los conduits subterráneos deberán ser instalados recubriéndolos con una envolvente rectangular de concreto armado, deberá colorearse de rojo para identificación. La parte superior de los bancos de concreto deberán ir a un mínimo de 50 cm bajo nivel de piso terminado y deberán tener el menor número de cruces posibles. Los bancos que contengan uno y dos conduits deberán ser localizados a escala. Los bancos de 3 ó más conduits deberán ser localizados en planta y elevación. Dimensiones extremas deberán indicar el tamaño del banco en planta; en la elevación deberá indicarse el tamaño del banco desde la parte superior hasta la inferior. Los conductores que operen en temperaturas ambientes de 45°C o menores, deben tener un aislamiento termoplástico de PVC con cubierta de nylon y temperatura de operación de 75°C, para 600 V, tipo THWN. Deberá proveerse un conduit separado para los hilos de control. La distancia máxima entre registros será de 60 m, siempre y cuando no existan deflexiones apreciables de dirección. En general se utilizarán conductores de cobre para alimentadores de fuerza y control. Alumbrado Los sistemas de alumbrado en unidades de proceso y edificios deberán ser alimentados mediante transformadores trifásicos. Estos transformadores deberán localizarse de preferencia cerca de los tableros. Los transformadores serán tipo seco. Los tableros de alumbrado serán de 220/127 volts equipados, con interruptores para circuitos derivados y estarán localizados cerca del centro de carga. Deben usarse luminarios fluorescentes en oficinas, vestidores, talleres, almacenes, cuartos de control, etc. También podrán usarse en áreas exteriores de proceso siempre y cuando reúnan características adecuadas. Se deberá instalar contactos para lámparas portátiles en áreas de proceso. Los contactos deberán localizarse de manera que las áreas de trabajo puedan alcanzarse con una extensión de 15 m En otras localidades los contactos deberán colocarse según las necesidades de estas áreas.

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Se usará alumbrado localizado en equipos que contengan instrumentos u otros dispositivos que sea necesaria su iluminación debido a las condiciones de proceso. Para la iluminación de áreas de almacenamiento se usarán reflectores de alta eficiencia luminosa. Se deberán usar luces de aviso para los aviones y luces de obstrucción en las estructuras altas, en conformidad con el reglamento de Aeronáutica Civil. Se deberá proyectar un sistema de alumbrado de emergencia en los cuartos de control eléctrico e instrumentos en donde se localizarán luminarios estratégicamente, de tal manera que los tableros eléctricos e instrumentos, etc., queden iluminados, así como también los accesos, salidas y escaleras. Sistema de conexión a tierra El profesionista debe tener como un objetivo principal en el diseño de un sistema general de tierras el lograr la protección de personas, equipos, aparatos e instalaciones en general, contra descargas atmosféricas, cargas estáticas, o choques eléctricos, producidos por diferencias de potencial, originados por el contacto de conductores vivos con partes metálicas o bien por el paso de las corrientes de falla. En el capítulo 5 del Manual de Procedimientos se detalla todo lo referente al sistema general de tierras. 1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA Un centro de carga es el lugar donde se encuentran las demandas de mayor potencia dentro de una instalación, pero dependiendo del tipo de instalación, algunas veces las cargas se encuentran localizadas en áreas diversas, por lo que es recomendable situarlo en el centro de gravedad de las cargas. La importancia de determinar los centros de carga, consiste en contar con un sólo grupo de alimentadores principales, alimentadores secundarios cortos y tener los elementos de control cerca de los equipos.

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Clasificación de cargas La cantidad, capacidad, localización y tipo de cargas es un factor determinante en el diseño de un sistema eléctrico. El estudio de cargas consiste en una recopilación y clasificación de cargas. Por su magnitud En algunas instalaciones, las cargas requieren un voltaje de operación diferente, por consecuencia la instalación tendrá diferentes niveles de voltaje. Cuando esto sucede las cargas deben agruparse de acuerdo a estos niveles. Por su localización (densidad de carga) De acuerdo al arreglo de cargas que se tenga, éstas deben agruparse también por zonas, de tal forma que no se tenga altos costos de la instalación debido a las distancias que se tenga de los centros de cargas a las cargas. Por su importancia de continuidad Considerando que tan necesario es el servicio, se puede saber cuales son las cargas prioritarias en caso de utilizar un sistema de respaldo y así clasificar también como cargas en el sistema normal y cargas con respaldo de emergencia, o bien con una segunda alimentación normal alternativa. Por su naturaleza o tipo de carga En el diseño de los sistemas eléctricos, es necesario considerar una variedad de tipos de cargas que intervienen y que generalmente se pueden agrupar en alumbrado, motores, contactos y aplicaciones especiales. Estas últimas tienen una gran variedad dependiendo de cada instalación. 1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES 1.5.1 Tensiones normalizadas Las tensiones de acuerdo a la clasificación de la norma ANSI-141-1986 se tiene como: Baja tensión: A los sistemas de voltaje nominal de menos de 1000 V.

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Media tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual a 1000 V y de menos de 100,000 V. Alta tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual o más de 100 000 Volts. 1.5.2 Tensiones de utilización por parte de la compañía suministradora Los valores utilizados para el suministro de energía por la cía. suministradora son:

en baja tensión *440/220/127 V

en media tensión

13 800 V 23 000 V 34 500 V

*Tensión de utilización por subestación propia Las tensiones iguales y mayores a 34 500 V se utilizan para subtransmisión o transmisión. En algunos casos pueden ser tensiones de suministro. 1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 1.6.1 Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de

energía eléctrica en plantas industriales La tensión para la distribución de una instalación depende principalmente de la carga instalada y de la característica de los equipos que se instalarán. En la siguiente tabla se presenta una guía general para determinar el voltaje más conveniente a utilizar en una instalación de acuerdo a la carga total instalada.

CARGA EN kva VOLTAJE DE ALIMENTACIÓN (TRES FASES)

0-112.5 kva* 220/127 V 0-2000 kva 480 V

0-3000 kva (1) 2400 ó 4160 V 10000-20000 kva (2) 4160 ó 13 800 V más de - 20000 kva 13 800 V, 23 000 V,34 500V

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TABLA 1.5.1 TENSIONES SUGERIDAS DE ALIMENTACIÓN A UNA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

* Se utilizará 220/127 V para alumbrado, motores fraccionarios cuando no se tengan motores mayores a los 15 HP, si no se empleará 480 V preferentemente. (1) Por ser más económico es preferible utilizar cuando sea posible el voltaje en 4160 V. (2) Cuando se tengan cargas de esta magnitud hay que realizar un estudio técnico-económico contemplando posibles ampliaciones ya que a futuro podría resultar la tensión más adecuada la de 13 800 V. En sistema en 480 V es menos costoso que el de 220 V ya que maneja corrientes menores, repercutiendo ésto en calibres de conductores más delgados y menor capacidad en las protecciones. En éste sistema se pueden manejar transformadores auxiliares para el alumbrado con secundario en 220/127 V. Efecto de la variación de la tensión en un sistema Los principales efectos de la variación de la tensión en los equipos que conforman las instalaciones son: fluctuaciones en la velocidad de los motores de inducción y aumento en la temperatura (tabla 1.5.2.a), otros efectos importantes sobre los motores de inducción son: el tener un bajo voltaje causa la disminución del par de arranque y el aumento de temperatura a plena carga, lo que produce un mayor tiempo en la aceleración y menor vida en los aislamientos del motor. Por otro lado un alto voltaje produce un incremento en el par y la corriente de arranque, disminución del factor de potencia, lo que puede causar daño en los acoplamientos, aumenta la caída de tensión en el sistema y obliga a corregir el factor de potencia para evitar las penalizaciones respectivas, por lo que se puede concluir que un motor de inducción es afectado en mayor grado por bajos voltajes.

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CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR

VARIACIÓN DEL VOLTAJE NOMINAL

90% del voltaje 110% de voltaje Par de arranque y par máximo de trabajo Velocidad sincrona

decrece 19% no varia

aumenta 21% no varia

Porciento de deslizamiento Velocidad a plena carga Eficiencia a: 100% 75% 50%

aumenta 23% decrece 1.5 % decrece 2 % casi no varía aumenta 1 - 2%

decrece 17% aumenta 1 % aumenta 0.5 -1% casi no varia decrece 1 - 2%

Factor de potencia a: 100% 75% 50%

aumenta 1 % aumenta 2 - 3% aumenta 4 - 5%

decrece 3 % decrece 4 % decrece 5 - 6%

Corriente a plena carga aumenta 11% decrece 7%

Corriente de arranque decrece 10 -12% aumenta 10 -12%

Aumento de temperatu-ra a plena carga

aumenta 6 - 7%

decrece 1 - 2%

TABLA 1.5.2.a EFECTOS DE LA VARIACIÓN DE VOLTAJE EN LOS MOTORES

DE INDUCCIÓN En las lámparas incandescentes se tiene con una disminución del voltaje, una baja en la emisión luminosa y con el aumento del voltaje el decremento de la vida útil de las lámparas (ver tabla 1.5.3.b). Las lámparas fluorescentes son afectadas en menor grado por las variaciones de voltaje que las incandescentes, ya que pueden operar en un rango de ± 10% del voltaje nominal. En general, una variación del voltaje en 1% afecta la emisión lumínica en 1%. En lámparas de alta intensidad de descarga, si no se usan balastras reguladas, una disminución del 10% en el voltaje nominal, producirá una

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disminución del 30% de la emisión lumínica. Si se usan balastras de potencia constante una reducción del 10% en la tensión bajará la iluminación un 2%. Si existen reducciones del voltaje alrededor del 20% el arco se extinguirá y la lámpara requiere de un cierto intervalo de tiempo para volver a encender.

VOLTAJE APLICADO (VOLTS)

% DEL VOLTAJE NOMINAL

% DE VIDA

% DE EMISIÓN LUMÍNICA

105 87.5 575 64 110 91.7 310 74 115 95.8 175 87 120 100.0 100 100 125 104.2 55 118 130 108.3 34 132

TABLA 1.5.3.b EFECTOS DE LA VARIACIÓN DE VOLTAJE EN LÁMPARAS

INCANDESCENTES

En la práctica se puede recurrir a: la utilización de alimentadores lo más cortos posibles (uso de centros de cargas), la reducción de impedancias, sin que ello repercuta en corrientes de corto circuito altas, el uso de capacitores en paralelo, la utilización de cambiadores de derivación bajo carga, reguladores de voltaje, autotransformadores, etc. Perfil de caída de tensión Para evitar los efectos que pudieran presentarse por tener una caída de tensión excesiva, es recomendable tratar de mantener el valor de voltaje dentro de límites aceptables en las terminales de los equipos. Cuidando que la caída de tensión producida por la corriente que fluye a través de las impedancias (de los equipos y materiales) no rebase dichos límites conociendo la regulación de tensión, como se muestra en la siguiente gráfica.

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GRÁFICA No. 1 Caída de tensión en el sistema Para conocer la caída de voltaje de un circuito en condiciones estables (sin transitorios como efectos por arranque de motores) es necesario conocer la impedancia del circuito y la corriente en el mismo. Guías de selección de tensiones Conociendo las tensiones comúnmente empleadas en la República Mexicana, empleadas por la Comisión Federal de Electricidad y la industria en general, tanto en media como en baja tensión (tabla 1.5.4), se puede seleccionar el voltaje más económico en función de la carga conectada.

caída en el cto. derivado

caída en la red secundaria

caída en el transformador

caída del voltaje primario (en base a 480 V)

voltaje sin carga

caída total

440

450

460

470

480

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De transmi sión C F E

De distribución primaria

De distribución secundaria

Extra Alta Tensión

Tensión media

Baja tensión

400,000

C F E Industria C F E Industria

(1) 34,500 23,000 220/127 480/277 Alta Tensión 23,000 13,800 (2)440/254 13,800 (2)6,000 220/127 4,160

231,000 2,400 115,000 85,000 69,000

Notas: (1) Tensión de subtransmisión. Se usa poco como tensión de alimentación en industrias (2) Tiende a desaparecer

TABLA 1.5.4 TENSIONES UTILIZADAS EN LA REPÚBLICA MEXICANA

En la tabla 1.5.5 se muestran los valores recomendados y posibles no recomendados de tensión de alimentación para motores de inducción de acuerdo a su potencia.

Volts. C.P. 100 200 300 400 500 1000 2000 3000 4000 7000 10000 20000

440 X

X

X

Y

Y

2300

X

X

X

X

X

X

Y

4000

Y

Y

X

X

X

X

X

Y

6600

X

X X

X

X

X

X

Y

13.200

X

Y

Y

X

X

X

X: Voltaje recomendado Y: Voltaje posible no recomendado

TABLA 1.5.5 VALORES RECOMENDADOS Y POSIBLES NO RECOMENDADOS DE TENSIÓN PARA MOTORES DE INDUCCIÓN

(Referencia: Información de fabricante)

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En instalaciones de gran capacidad es posible tener que seleccionar varios niveles de tensión, aplicando cada uno para diferente utilidad, por ejemplo: Del nivel mayor al menor se puede utilizar una tensión para los equipos de bombeo principales de 4160 V. Una tensión de 480 V para bombas auxiliares, grúas, mecanismos de apertura de compuertas, etc. y finalmente una tensión de 220/127 V para cargas de alumbrado y otras cargas pequeñas. 1.6.1.1 Procedimiento para la determinación de centros de carga y

descripción de parámetros En instalaciones grandes en donde la carga se encuentra concentrada en determinados lugares es conveniente la distribución del sistema en centros de carga. Para ubicar los centros de carga de una instalación y realizar un análisis para identificar la alternativa más adecuada a un buen diseño es necesario conocer principalmente los siguientes parámetros: a) Levantamiento de cargas Obtenga una distribución de la carga de la instalación en general con la localización de los equipos y sus características eléctricas (potencia, tensión, fases, etc.). En la mayor parte de las veces lo anterior no es posible por lo que deberá de estimar la carga en función de instalaciones similares, elaborando sus propios índices de watts ó VA por m2 para las diferentes áreas. b) Determinación de la demanda total La suma de watts ó VA nominales de las cargas proporciona la carga conectada total. Dado que algunos equipos trabajan en forma intermitente y otros a menos de su capacidad plena, la demanda resultante es menor que la carga conectada. c) Localización del centro de carga En general, entre más cerca se localicen los equipos de transformación (cuando se requieran) del centro de carga del área servida, menor serán los

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costos del sistema de distribución. En caso de tener duda, es necesario realizar una evaluación técnico-económica. d) Arreglo físico El arreglo físico depende del proceso y complejidad de la instalación por lo que es conveniente conocer las ventajas y desventajas de cada uno de éstos como se indicarán en el capítulo 3 (sistemas de distribución) de este manual, para seleccionar el adecuado. e) Selección de tensiones Seleccione las mejores tensiones en cada uno de los niveles (baja y media tensión). Las tensiones del sistema son de los que influyen más que ningún otro factor en la economía. f) Expansiones futuras Si la instalación que se está proyectando prevé expansiones futuras, cuide que los equipos soporten la carga adicional y verifique la utilización de equipo normalizado estudiando la manera de conectar la nueva carga con un mínimo de costo. g) Otros requerimientos Tan pronto sea posible, debe de efectuarse una reunión con la empresa suministradora de energía eléctrica para determinar los requerimientos del servicio, para poder analizar sus redes y proporcionar la información requerida para iniciar los cálculos del proyecto. h) Diagrama unifilar La realización de este diagrama nos permitirá identificar en forma conjunta las características de nuestra instalación, o centros de carga.

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1.6.2 Arreglos básicos (diagramas)

1 Interruptor general lado primario (A.T.) 2 Transformador 3 Interruptores secundarios (B.T.)

FIG. 1 Radial simple

Sistema radial simple Es el sistema sencillo por ocupar solamente un alimentador primario, un solo transformador o banco de transformación, el transformador alimenta solo un bus secundario. Es el sistema más empleado, su operación y expansión en caso necesario son simples, se utiliza donde no es necesario una continuidad en el servicio, debido a que en caso de falla o mantenimiento el sistema queda completamente fuera (ver figura 1). Ventajas y usos Es el más económico de todos los sistemas, de fácil operación y expansión simple; se emplea en pequeñas industrias, donde el proceso puede interrumpirse y la planta puede alimentarse con un sólo transformador (ver figura 1).

1111

2222

3333

3333

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Sistema radial expandido Es un sistema similar al anterior con un solo alimentador primario con dos o más transformadores que alimentan cada uno a un bus secundario, su operación y expansión es sencilla, en caso de falla de uno de los secundarios se aisla el área afectada pero en caso de falla del alimentador primario queda fuera por completo el sistema (ver fig. 2 en pág.20). Las ventajas que se tiene sobre el sistema anterior es el tener alimentadores más cortos y bajas corrientes de corto circuito. Se utiliza cuando la magnitud de la carga requiere utilizar más transformadores. Tiene las mismas desventajas del sistema anterior y su costo es más elevado 25 a 30% comparado con el sistema anterior. Sistema primario selectivo Este sistema tiene la característica que dos alimentadores primarios llegan a cada banco de transformación. Se tienen el número de transformadores necesarios de acuerdo a la instalación y normalmente se conecta la mitad de los transformadores a cada uno de los alimentadores y solamente en caso de falla se conectan todos los transformadores a un solo alimentador por lo que este debe tener la capacidad suficiente para soportar la carga total, los seccionadores deben tener un bloqueo para impedir el cierre de los dos a la vez (ver fig.3 en pág.21). Una ventaja es que se cuenta con dos fuentes distintas de alimentación en el primario. Otra ventaja es poder dar un mejor mantenimiento al equipo primario de seccionadores y buses. Como desventajas tiene que en caso de falla un transformador o tablero secundario que fuera por completo esa zona y su costo es superior a los sistemas radiales, mayor entre 50 a 75% comparado con el radial simple y 20 a 30% con el radial expandido, estos rangos son debido al número de transformadores empleados debido a qué tan compleja se quiera una instalación con la misma carga instalada.

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4 Seccionadores bajo carga con fusibles (A.T.)

FIG. 2 RADIAL EXPANDIDO

4

1

4

3 3

2 2

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3 3

2 2

4 4 4 4

FIG 3 RADIAL SELECTIVO EN EL PRIMARIO

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1.7 RECOMENDACIONES 1.7.1 Suministro de energía eléctrica Conociendo los principales datos de la instalación eléctrica, el usuario deberá proporcionar a la cía. suministradora la siguiente relación de datos: 1 Nombre del proyecto 2 Localización de la instalación 3 Giro o tipo de proyecto 4 Demanda máxima requerida 5 Capacidad instalada 6 Fecha programada para recibir el servicio eléctrico 7 Continuidad de servicio 8 Características principales del equipo (número y capacidad de motores, tipo de arranque, voltaje de utilización, etc.) Posteriormente la cia.suministradora deberá proporcionar al usuario la siguiente relacion de datos: 1 Tensión de suministro 2 Tolerancia de variación de la tensión 3 Tipo de acometida (aérea subterránea) 4 Frecuencia 5 Tolerancia de la variación de la frecuencia 6 Número de fases y número de hilos 7 Capacidad de corto circuito máxima y mínima 8 Continuidad del servicio (estadísticas de fallas indicando el tiempo y

número de interrupciones, así como la frecuencia de maniobras por mantenimiento)

9 Programa y presupuesto de obras necesarias para el suministro 1.7.2 Coordinación con otras áreas de ingeniería Al diseñar la instalación eléctrica, deberá ser con la participación del personal que se indica a continuación, el cual nos puede indicar con mayor certeza los siguientes criterios: Ingeniería mecánica, hidráulica y proceso Información referente a potencia requerida en equipos de bombeo, grúas, compresores, etc. Así como establecer la lógica de control, protección y medición en electroválvulas, torres de oscilación, paros y arranques de equipos, etc.

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Las necesidades de continuidad del proceso de sectores, grupos, unidades, etc. Equipos y máquinas que por su importancia puedan quedar fuera o en servicio en un caso de emergencia. Requerimientos de automatización: control bajo nivel, bloqueo mecánico, alto nivel, turbidez, P.H., etc. Alimentación eléctrica especial para la operación de electroválvulas, medición de gasto, indicadores sonoros o luminosos (lámparas de obstrucción), etc. La necesidad de ampliaciones o cambios futuros Arreglo general de la planta (definición de la localización de equipos, edificios de máquinas, cárcamo de bombeo, vías de acceso, zonas de maniobra, etc.). Ingeniería civil Definición de las preparaciones de la obra civil como son bases, huecos, acondicionamiento de locales, etc., de acuerdo a las dimensiones y pesos de los equipos. Área de mantenimiento y operación: Procedimiento para la instalación de tal forma que su mantenimiento sea sin riesgos y con facilidad. Procedimiento para el arreglo de equipo de tal suerte que en caso de mantenimiento preventivo la instalación conserve cierta continuidad del servicio. Seguimiento del análisis de alternativas Se tiene la posibilidad que en el desarrollo de un proyecto eléctrico se encuentren fallas que no se contemplaron desde el inicio, o que por necesidad de las otras áreas de ingeniería se tengan que ajustar algunos datos o variables del proyecto, por lo que proporcionar una metodología de ajuste resultaría inapropiada, lo que se recomienda, es apegarse a los parámetros enunciados en el análisis de alternativas y procurar tener buena comunicación con las otras áreas para evitar estas modificaciones.

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1.8 BIBLIOGRAFÍA Instalaciones Eléctricas Industriales GILBERTO ENRIQUEZ HARPER Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants ANSI/IEEE std 141-1986 Manual del Montador Electricista .JOHN H. WATT Normas Técnicas Para Instalaciones Eléctricas SECOFI Instalaciones Eléctricas Industriales PEDRO CAMARENA M Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMP-1994 Instalaciones Eléctricas Prácticas ONÉSIMO BECERRIL

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CAPÍTULO 2

MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA

2.1 INTRODUCCIÓN Este capítulo comprende los procedimientos del cálculo de: corto circuito, cálculo y selección de conductores, caída de tensión al arranque de motores, corrección de factor de potencia y selección de reactores limitadores de corriente. En el procedimiento de cálculo de corto circuito se establecen dos casos, uno cuando ocurre una falla trifásica, la cual produce la máxima corriente de corto circuito y otro cuando se origina un corto circuito monofásico, que es el más común. En ambos se proporcionarán las bases necesarias para la determinación de los valores de corto circuito, utilizando para este fin el método de por "unidad", que constituye un medio aproximado para determinar el valor de las corrientes de corto circuito, el cual se considera práctico, sencillo y confiable, además de ser uno de los más utilizados. En cuanto al procedimiento para la selección de conductores se consideran los cálculos por ampacidad, caída de tensión, regulación de tensión (para cables de energía) y la comprobación por corto circuito, así mismo se muestra el procedimiento para la selección de la tubería. Considerando que para el arranque, los motores de c.a. para uso general, tanto jaula de ardilla como síncronos necesitan una corriente a tensión plena de cinco a diez veces la corriente nominal y que tales aumentos súbitos de corriente, tomada del sistema de alimentación, causan caídas de tensión considerables en el sistema, por lo que se establecen los métodos de arranque, el procedimiento de cálculo y se mencionan algunas recomendaciones para tratar de reducir las caídas de tensión excesivas. Por otra parte se proporcionan las consideraciones generales para la corrección de factor de potencia, donde se mencionan algunos métodos de compensación y se desarrollan los procedimientos de cálculo, mencionando recomendaciones de carácter general. Por último se muestra el procedimiento de cálculo para la selección de reactores limitadores de corriente, en el cual se establecen criterios de carácter general.

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2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO 2.2.1 Corto circuito trifásico 2.2.1.1 Diagrama unifilar El procedimiento de cálculo de inicia preparando un diagrama unifilar en el cual se indican los elementos y parámetros que influyen en el cálculo como son las fuentes de energía y elementos pasivos. Los elementos y parámetros que intervienen en el cálculo de corto circuito son: a) Acometida eléctrica: Potencia o corriente de corto circuito. b) Generadores: Capacidad (MVA) y reactancia subtransitoria (x”d). c) Motores: Capacidad (C.P.) y reactancia subtransitoria (x”d). d) Transformadores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%) y tensión primaria y secundaria. e) Reactores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%). f) Cables: reactancia, longitud y tensión de operación. 2.2.1.2 Diagrama de reactancias El diagrama de reactancias se forma a partir del diagrama unifilar, cada uno de los elementos pasivos sustituyendo por sus impedancias correspondientes, todas las fuentes generadoras de tensión (donde aplique) desaparecen y en su lugar se colocan las impedancias propias o internas. Para determinar el comportamiento de la red en el corto circuito en un modo determinado, se dibuja una red equivalente y mediante aritmética simple, transformación en serie, paralelo y delta estrella, y se determina el valor de la impedancia y equivalente. Se deberá obtener del fabricante los valores específicos (reactancias, resistencias, potencia, tensión, etc.) de los diferentes equipos y elementos del sistema, cuando no sea posible obtenerlos se emplearán los valores que se dan en las tablas 2.7.1, 2.7.2, 2.7.3, 2.7.4, 2.7.5 y 2.7.6.

2-7

Los motores con tensión nominal de 600 volts e inferiores, se agrupan indicando su reactancia equivalente, de acuerdo a lo indicado en la tabla 2.7.2 (ANSI/IEEE-C37.13-1981 y IEEE std-141-1993). 2.2.1.3 Conversión de reactancias a una potencia base Todas las reactancias de los diferentes elementos deberán convertirse a su potencia de aportación al corto circuito de acuerdo con las siguientes fórmulas: a) Para el sistema de suministro: Conociendo la potencia de corto circuito trifásico:

XkVA

kVA0b

CC1 =

Conociendo la corriente de corto circuito trifásico:

XkVA

3 I kV0b

cc b1 =

Conociendo la reactancia equivalente del sistema en por unidad ( X'0/1 ) a determinada potencia base en kVA':

X XkVA

kVA0/1 0/1b= ′′

b) Para un transformador:

X XkVA

kVA0/1 t0/1

b

t

=

c) Para los conductores:

R RkVA

1000kV0/1b

2b

=

X

Z

0/1b

2b

0/1 0/1 0/1

XkVA

1000kV

R JX

=

= +

2-8

d) Para los motores:

X X % /100kVA

kVA0/1 mb

m

=

Para generadores usar X"d Donde: X0/1 = Reactancia por unidad kVAb = Potencia base Z0/1 = Impedancia por unidad kVb = Tensión entre fases ICC = Corriente de corto circuito kVA' = Potencia base (Suministro por C.F.E.) R0/1 = Resistencia por unidad Xm% = Reactancia del motor en porciento kVA

t = Potencia del transformador

Con estos valores se elabora el diagrama de reactancias equivalente de la red. 2.2.1.4 Cálculo de la corriente de falla: Para calcular la corriente de corto circuito en el punto de falla se aplicará la expresión:

Iccb

eqtot b

kVA

3 Z kV=

Donde: Zeqtot = Impedancia equivalente total de secuencia positiva Para la determinación de la corriente de corto circuito asimétrico se deberá utilizar el factor de asimetría (K) que está en función de la relación X/R de

2-9

la instalación y que para fines prácticos se considerará de un valor de 1.25. La expresión será la siguiente:

Iccasim = I Kcc 2.2.2 Corto circuito monofásico En este cálculo la corriente se ve afectada por la forma que se encuentran conectados los neutros de los equipos al sistema de tierras, ya que presentan retorno de corriente de secuencia cero, por lo que es necesario considerar este aspecto en la denominada red de secuencia cero, ver figura. 2.8.1 y 2.8.2. 2.2.2.1 Diagrama unifilar Se procede igual que el punto 2.2.1.1 y se considera la forma de conexión del neutro a tierra. 2.2.2.2 Diagrama de reactancias Proceda igual que en el punto 2.2.1.2. 2.2.2.3 Conversión de reactancias a una potencia base Se procede igual que en el punto 2.2.1.3. Con estos valores por unidad se elaboran los diagramas de secuencia positiva (+), negativa (-) y cero (0). Las tres mallas de secuencia se deberán conectar en serie 2.2.2.4 Simplificación de diagrama de reactancias Esta simplificación se realiza para obtener el diagrama de reactancias equivalente en el punto de falla de las tres redes de secuencia, positiva, negativa y cero tomando en consideración que estas dependen de la conexión a tierra de los neutros de transformadores, generadores, motores y sistema. Se interconectan las tres redes de secuencia y se combinan las reactancias hasta obtener la reactancia total equivalente.

2-10

2.2.2.5 Cálculo de la corriente de falla Para calcular la corriente de corto circuito de falla a tierra o monofásica, se aplican las siguientes expresiones:

X

I

I

ohm

p.u. 2

base

ccsim L-N

1 2 0

ccasim ccsim

X kV 1000

kVA

3V

X + X + X

kI

=

=

=

El cálculo de la potencia de corto circuito se efectúa por medio de la expresión siguiente:

PkV

Zccsimeqtot

=

donde: Xohm = Reactancia equivalente en ohms

Xp.u = Reactancia equivalente de secuencia positiva o negativa o cero en p.u. Xeq mot = Reactancia equivalente del motor en ohms X1 = Reactancia equivalente de secuencia positiva en ohms X2 = Reactancia equivalente de secuencia negativa en ohms X0 = Reactancia equivalente de secuencia cero en ohms kV = Tensión de línea en el punto de falla, en kV kVAbase = Potencia base en kVA VL-N = Tensión de fase a neutro en Volts

Iccsim = Corriente de corto circuito monofásica simétrica en amperes Iccasim = Corriente de corto circuito monofásica asimétrica en amperes k = Factor de asimetría Zeqtot = Impedancia equivalente total 2.2.3 Ejemplo de aplicación

2-11

Calcular el valor de la corriente de falla trifásica (simétrica y asimétrica) y monofásica en el bus de 4160 volts, de acuerdo al siguiente diagrama unifilar. a) Diagrama unifilar. b) Cálculo de la falla trifásica. Potencia base.

kVABASE

= 10,000

Sistema de suministro.

X = 10,000500,000

= 0.02 R

Transformadores.

kVsistema = 23 MVA

CC= 500 MVA

3000 kVA 23/4.16 kV Z%=6.5

T1

1000 kVA 4.16/0.48 kV Z%=8

3/C, 4/0 122m, x = .015Ω 3/C, 300MCM 183m, x=0.023Ω

4.16 kV

4.16 kV

480 V

*600 C.P. *600 C.P.

motor síncrono

motores de inducción 1000 kVA,Xequimot = 25 %

*motores de inducción X”

d = 16.7 %

500 C.P. X”

d = 16 % X”

d = 27 %

falla

T2

2-12

X = 6.5 x 10,000

100 x 3000 = 0.217

X = 8 x 10,000100 x 1000

= 0.8

T1

T2

Motores de inducción.

X 16.7 x 10,000

100 x 600 = 2.783

X = 25 x 10,000100 x 1000

= 2.5

4.16 kV

480V

=

Motor síncrono.

X = 16 x 10,000100 x 500

= 3.2 S

Cables.

X = 0.023 x 10,000

1000 x 4.16 = 0.013

X = 0.015 x 10,000

1000 x 4.16 = 0.009

300MCM 2

4/0 2

c) Diagrama de reactancias equivalente Para la reducción de las reactancias del diagrama mostrado se procede de la forma siguiente:

FALLA

XR= 0.02

XT1= 0.217

X300MCM= 0.013 X4/O= 0.009

X480V= 2.5

XT2= 0.8

X4160 kV= 2.78 X4.16kV= 2.78 XS= 3.2

2-13

1.- Las reactancias en serie se encontrará su equivalente como la suma algebraica de cada una de las reactancias involucradas.

Xeqs = X1 + X2 +.......+ Xn

2.- Las reactancias en paralelo se encontrará su equivalente como la suma algebraica de los recíprocos de cada una de las reactancias involucradas.

1

X

11

X

1

X.......

1

Xeqp

1 2 n

=+ + +

(1) (2) (3)

(1) Xeqs = 0.02 + 0.217 = 0.237

( )21

32

1

X= 0.013 +

11

2.783 +

12.783

= 0.983 eqp +

.

(3) Xeqs = 2.5 + 0.8 + 0.009 = 3.309

(1) (2) (3)

XR=0.02

XS=3.2

XT1

=0.217

X300 MCM

=0.013

X4.16kV

= X480V

=2.5

XT2

=0.8

X4/0

=0.009

falla

2.783

X4.16kV

=

2.783

0.237 0.983 3.309

falla

2-14

1

X

= 0.181eqp

=+ +

11

0 2371

0 9831

3 309. . .

= 10000

3 x0.181x4.16 = 7667.742 A

= 1.25x7667.742 = 9584.677 A

∴ I

I

ccsim

ccasim

Cálculo de la falla monofásica El diagrama de reactancia de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, por lo tanto, la reactancia de secuencia positiva es X

1 = 0.181 p.u.

El valor de la reactancia de Sec (-) es igual a la Sec (+) X

2 = 0.181 p.u.

Diagrama de Sec (0) La reactancia de Sec (0) es igual a reactancia del transformador 1.

X0 = X

T1 = 0.217 p.u.

Todos los motores tienen conexión delta.

XT1

XR

Referencia

XT2

falla 1 P S

0.181 p.u

0.181 p.u

0.217 p.u

2-15

X = X = 0.181x4.16 x1000

10000 = 0.313

X = 0.217x4.16 x1000

10000 = 0.376

I =3

4160

30.313+0.313+0.376

= 7,194.313 A. sim.

1 2

2

0

2

1 cc

Ω

Ω

∅

×

2.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS 2.3.1 Cables de energía Estos cables tienen como función primordial la de transportar energía eléctrica desde las fuentes de generación hasta los puntos de consumo, para su utilización, por lo cual es de vital importancia su adecuada selección. 2.3.1.1 Consideraciones generales a) Características físicas de la instalación del conductor Tipo de instalación (al aire libre o subterránea) Tipo de canalización (en conduit, charola, directamente enterrado o en banco de ductos) Temperatura (ambiente y del terreno), humedad relativa, explosiva Trayectoria (longitud y profundidad) b) Selección de cables de energía Utilice "EP" en locales húmedos y secos y directamente enterrados Utilice "EP" dentro de edificios, subestaciones y en general, en cualquier trayectoria de instalación con una longitud hasta de 150 metros

2-16

Utilice "XLP" para trayectorias de instalación con longitudes mayores a los 150 metros c) Niveles de aislamiento: Si los cables de energía se instalan en sistemas protegidos con relevadores que liberen fallas a tierra lo más rápido posible, en un tiempo no mayor a un minuto, o si el sistema tiene neutro a tierra utilice un nivel de aislamiento del 100% (NMX-J-142-1994-ANCE) Si los cables de energía se instalan en sistemas con neutro aislado o si el tiempo de liberación de falla no excede en más de una hora utilice un nivel de aislamiento del 133% (NMX-J-142-1994-ANCE) 2.3.1.2 Cálculo del calibre mínimo. Cálculo por corriente a) Calcule el valor de la corriente nominal ( In ) de los equipos Recabe características eléctricas de los equipos a alimentar y aplique las fórmulas correspondientes de acuerdo a las indicadas en la tabla 2.7.7. b) Determine los factores de corrección de acuerdo al tipo y forma de instalación Factor de corrección por temperatura ( FCT ), aplicar tablas 2.7.8 y/ó 2.7.9. Considerar la temperatura de operación del conductor de 90 ºC. Factor de corrección por profundidad (FCP), aplicar tabla 2.7.10. Factor de corrección por agrupamiento (FCA), aplicar tablas 2.7.11, 2.7.12, 2.7.13. c) Corrección del valor de corriente nominal Considerando los factores indicados en el punto 2.3.1.2 inciso “b”. Aplicar la siguiente fórmula:

2-17

II

cn=

( )( )( )FCA FCT FCP

Donde: Ic = Corriente corregida en Amperes In = Corriente nominal del equipo en amperes FCA = Factor de corrección por agrupamiento FCT = Factor de corrección por temperatura FCP = Factor de corrección por profundidad En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125% de la corriente nominal del motor a plena carga. Según Art. 430-22 y Art. 430-23 NOM-001-SEMP-1994. En caso de motores de servicio no continuo ver tabla 2.7.14 según articulo 430-23(b) NOM-001-SEMP-1994. Cuando se alimenten varios motores o motor y otras cargas deberán tener una capacidad de conducción de corriente, igual a la suma de las corrientes a plena carga nominales de todos los motores, más el 25% de la corriente nominal del motor mayor del grupo, más la corriente nominal de otras cargas, según artículo 430-24, NOM-001-SEMP-1994. En caso de capacitores aplique un factor del 135% de la corriente nominal de condensador, según artículo 460-8. NOM-001-SEMP-1994. d) Determinación del calibre del conductor por corriente Con el valor de corriente calculado en el paso "c" y catálogos de fabricante, seleccione el calibre del conductor que conduzca una corriente superior a la calculada. Para elegir el calibre emplee las curvas o datos del fabricante a un factor de carga del 75%. Considere que el factor de carga está definido como la corriente de carga promedio dividida entre la máxima corriente de carga para un período dado. Consulte manual técnico de cables de energía condumex, o curvas de algún otro fabricante. Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible de conducción del cable de energía calibre 750 kCM (en cualquier forma de instalación). Utilice conductores en paralelo del calibre resultante, verifique que el factor de corrección por agrupamiento (FCA) sea adecuado a esta nueva situación, si no lo es, repita este procedimiento, según el punto 2.3.1.2 inciso (b).

2-18

2.3.1.3 Cálculo por regulación de tensión a) Verificar calibre por regulación de tensión Aplicar la siguiente expresión:

Regulación (% )RV

Vn

= ×∆

100%

Donde: ###V= Caída de tensión al neutro en kV Vn= Tensión al neutro en kV b) Para calcular (###V) Realice lo siguiente: Determine el valor de resistencia (R) en c.a. del conductor seleccionado en el inciso "d" del punto 2.3.1.2. Aplique tabla 2.7.15 y la temperatura de operación del conductor a 90 ºC. Calcule el radio medio geométrico (RMG) del conductor. Utilice tablas 2.7.16 y 2.7.17 (ver pág. 79). Calcule la distancia media geométrica (DMG) e inductancia (L) del conductor. Aplique tabla 2.7.18. Calcule la reactancia inductiva (XL) del conductor. Aplicar formula:

XL FL= 2π

Donde: XL = Reactancia inductiva del cable en ohms/Km F = Frecuencia en Hz (aplique el valor de 60 Hz) L = Inductancia en H/Km Calcule el valor de impedancia ( Z ) del conductor. Aplicar fórmula:

Z R jXL= −( )! Donde:

2-19

Z = Impedancia del cable en ohms R = Resistencia en CA: del cable en ohms/Km XL= Reactancia inductiva del cable en ohms/Km ! = Longitud del cable en Km Obtenga el valor de caída de tensión al neutro (###V). Aplicar fórmula:

###V = (Z)( In ) Donde: ###V = Caída de tensión al neutro en volts Z = ZL∅ Impedancia del cable en ohms In = In L∅ = Corriente nominal del equipo a alimentar (utilizar el valor

obtenido en el inciso (a) del punto 2.3.1.2., en amperes). ∅ = Arc. cos (FP), para efectos de cálculo en este procedimiento FP = 0.9(-) y ∅ = -25.84º ### = Arc. tag (XL/R)

Si desea puede utilizar los valores absolutos de In y Z. Obtenga el valor de tensión al neutro (Vn ). Aplicar la fórmula:

VTensión de

n = línea en volts

3

c) Determine el valor del % de regulación, si este valor excede del 3% (en un circuito derivado) verifique el calibre del conductor y repita el paso 2.3.1.3. 2.3.1.4 Cálculo por corto circuito a) Verificar calibre del conductor por corto circuito. Determine la máxima corriente de falla que deberá soportar el conductor antes de que operen los dispositivos de protección. Aplicar Fórmula:

I = MVA 1000

E cc

cc

×3

Donde:

2-20

Icc =Máxima corriente de falla en amperes.

MVAcc =Potencia de corto circuito en MVA Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para 4.16 KV - 250 MVA Para 13.8 KV - 750 MVA E = Tensión de línea donde se conectará el conductor en kV Con el valor de Icc y el tiempo de operación del dispositivo de protección, determine en las figuras 2.8.3 y 2.8.4 el calibre del conductor. 2.3.1.5 Selección del diámetro de tubería a) Calcule el área que ocupará el alimentador. Aplicar Fórmula:

A M dt( ) ( / )= × ×π 2 4 Donde: A( )t = Área total del alimentador en mm2

d = Diámetro exterior nominal del conductor, obtener de catálogos de fabricante incluyendo aislamiento, en mm

M = Número de conductores que forman el alimentador b) Calcule el área de la tubería. Aplicar Fórmula:

A =A

tub

(t) ×100

40

Donde: Atub = Área de la tubería en mm2 Determine el diámetro de la tubería Aplicar fórmula:

2-21

d = 4 A

tubtub×

π

Donde: dtub= Diámetro de la tubería en mm c) Selección del ancho de charola Aplique tabla 2.7.13. 2.3.1.6 Observaciones Este procedimiento aplica para cables de energía desde 5 hasta 34.5 kV. Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre que haya resultado mayor de los diferentes métodos de cálculo realizados. 2.3.2 Cables de baja tensión Se puede considerar como conductor para baja tensión a todo aquel que tenga un aislamiento que le permita operar en voltajes de hasta 1000 volts en condiciones de seguridad apropiadas. De la adecuada selección del conductor depende la continuidad de servicio en una instalación, previniendo posibles fallas. 2.3.2.1 Consideraciones generales a) Características físicas de instalaciones del conductor. Tipo (al aire libre o subterráneo) Forma (en tubo, charola, o en banco de ductos) Temperatura (ambiente y del terreno) Trayectoria (longitud y profundidad) b) Seleccionar cable de baja tensión. Considere: Cable tipo RHW, THW o THWN (para locales secos y húmedos). 2.3.2.2 Cálculo por Corriente Considere los factores siguientes: a) Calcule el valor de la corriente nominal (In) de los equipos.

2-22

Recabe las características eléctricas de los equipos a alimentar y aplique la tabla 2.7.7. b) Determine factores de corrección de acuerdo a forma y tipo de

instalación. Aplicar los factores de corrección siguientes: Factor de corrección por temperatura (FCT). Aplicar tabla 2.7.19. Considerar la temperatura de operación del conductor a 75ºC (ambiente húmedo). FCT = 1.0 si la temperatura ambiente es igual o menor a 30 ºC. Factor de corrección por agrupamiento (FCA). Aplicar las tablas 2.7.20 y 2.7.13. FCA = 1.0 si el número de conductores es igual a 3 o menor. c) Corrección del valor de la corriente nominal La corriente nominal se afecta considerando los factores de corrección determinados en el punto 2.3.2.2., inciso (b). Aplicar Fórmula:

IC n I

(FCT)(FCA)=

Donde: Ic = Corriente corregida en ampers In = Corriente nominal del equipo en ampers En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125% de la corriente nominal del motor a plena carga. Según artículo 430-22 y artículo 430-23 NOM-001-SEMP-1994. En caso de motores de servicio no continuo ver tabla 2.7. Según artículo 430-23(b) NOM-001-SEMP-1994.

2-23

Cuando se alimenten varios motores o motor y otras cargas deberán tener una capacidad de conducción de corriente, igual a la suma de las corrientes a plena carga nominales de todos los motores y/o equipos más el 25% de la corriente nominal del motor mayor del grupo. Según artículo 430-24 NOM-001-SEMP-1994. d) Determine el calibre del conductor por corriente: Con el valor de la corriente calculado en el inciso “c” de este punto y columna a 75ºC de la tabla 2.7.21, seleccione el calibre del conductor adecuado (que conduzca una corriente superior a la calculada). Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible de conducción de corriente, del cable con calibre 750 KCM (de cualquier forma de instalación), utilice dos o más conductores por fase del calibre resultante, verificando si el (FCA) es el adecuado, a esta nueva condición, si no lo es, repita el procedimiento desde el punto 2.3.2.2. inciso (b). 2.3.2.3 Cálculo por caída de tensión a) Verificar calibre por caída de tensión. Aplicar tablas 2.7.7 y 2.7.21. Considere los factores siguientes: Utilice la sección transversal del conductor seleccionado en el punto 2.3.2.2., inciso (b). La caída de tensión (e%) total del circuito alimentador y derivado no debe exceder del 5%, referirse a los artículos 210-19 y 215-2. de la NOM-001-SEMP-1994. Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para circuitos alimentadores e% = 3% Para circuitos derivados e% = 2% Si el valor de la caída de tensión (e%) excede el valor considerado, verifique el calibre del conductor y repita el paso indicado en el punto 2.3.2.3. 2.3.2.4 Cálculo por corto circuito

2-24

Verificar el calibre del conductor por corto circuito. Realice este paso solamente para alimentadores a CCM en 480 volts. Determine la máxima corriente de falla que deberá soportar el conductor antes de que opere el dispositivo de protección. Aplicar Fórmula:

I CC =××

MVA

ECC 1000

3

Donde: ICC = Máxima corriente de falla en amperes MVACC = Potencia de corto circuito en MVA E = Tensión de línea en kV Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para 480 volts una ICC= 25000 amperes simétricos. Con el valor de ICC y tiempo de liberación de falla, determine de la figura 2.8 4 el calibre del conductor. 2.3.2.5 Selección del diámetro de la tubería Aplique la tabla 2.7.22. 2.3.2.6 Observaciones. Este procedimiento aplica para conductores en baja tensión (600 volts o menos) en c.a. y c.d. Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre que haya resultado mayor de los diferentes cálculos realizados. 2.3.3 Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión Calcular el calibre mínimo de un alimentador de un motor de inducción jaula ardilla trifásico, 60 Hz 6a C:P: (45 kW), 440 V., cuya trayectoria del CCM al motor es de la siguiente forma. a) Canalización por medio de charola de aluminio libre de cobre dentro del cuarto de control (aproximadamente 6 metros con tolerancia para curvas).

2-25

b) Canalización por medio de tubería conduit de fierro galvanizado desde el cuarto de control hasta el motor (59 mts), ésta condición regirá para fines de cálculo. Por lo tanto la longitud total del circuito será de 65 mts. 1) Cálculo de la corriente nominal, aplique la tabla 2.7.7.

=3(440 )(0.90)(0.82)

In746 60 44760

562 4379 58

×= =

.. A

Para el caso de la eficiencia η y factor de potencia (FP) aplique la tabla 2.7.23 para un motor a 1800 RPM o bien para obtener la corriente nominal del motor aplique la tabla 2.7.25 (tabla 430-150 NOM-001-SEMP-1994). De donde se obtiene In=80 A Determinación de los factores de corrección La temperatura ambiente máxima puede llegar a más de 40ºC para casas de máquinas por lo cual el factor de corrección por temperatura de la tabla 2.7.19 entre 41ºC y 45ºC para un aislamiento THW, 75 ºC es 0.82. FCT = 0.82 Las condiciones en la charola corresponden al aire y con separación entre conductor y conductor. En tubo irán 3 conductores, de manera que el factor de corrección por agrupamiento es: FCA = 1 Corrección del valor de la corriente nominal (tomando el valor mayor)

I =I

(FCT)(FCA)Cn

I =80

(0.82)(1)97.56 AC =

Aplicando el 125% según, el punto 2.3.2.2 inciso (c)

2-26

Donde la corriente corregida es: Ic = 97.56 AMP (1.25) = 121.95 A Determinación del calibre del conductor De acuerdo con la tabla 2.7.21 se usará un conductor calibre 1/0 AWG, con una sección transversal de 53.48 mm2. b) Comprobación por caída de tensión

e% =2 3

E S× × ×

×! In

em A

V mm% =

( . )( )( )

( . )

21732050 65 80

440 53480762 = .

Está caída es inferior al 3%, por lo tanto el conductor de calibre 1/0 AWG es apropiado. c) Cálculo por corto circuito.

I =MVA 1000

3cc

CC

×× 0440.

Este valor es obtenido del cálculo de corto circuito, en donde se tiene una potencia de corto circuito de 9.7274 MVA y para la cual la Ι CCes:

ICC=12764 A en las barras Con está ICC y el tiempo máximo de duración en falla, que se estima conservadoramente en 8 ciclos (0.1333 seg), se obtiene la Ι CC permisible en el conductor, ver figura 2.8.4 (ver pág. 105). O bien aplique la fórmula:

I = A

0.0297 logT

t

2 ++

2342341T

Donde: I = Corriente de corto circuito permisible en amperes T1 = Temperatura máxima de operación a 90ºC

2-27

T2 = Temperatura máxima de corto circuito 150ºC A = Área del conductor en circular Mils t = Tiempo (de liberación de falla) de corto circuito en segundos El área en circular mils es 105560, para cal 1/0 AWG.

I =105560 0.0297 log

150

0.1333

++

234

90 234

I=13534.74 A, ( permisible en el conductor). Con lo cual se comprueba que el conductor es el adecuado. d) Selección del diámetro de la tubería. Para tres conductores con aislamiento THW a 75ºC, en la parte en que estos se alojen en tubería se aplica la tabla 2.7.22 con un porcentaje de relleno del 40 %. La tubería seleccionada es de 51 mm. 2.3.4 Ejemplo de aplicación para cables de media tensión Calcular el calibre mínimo del alimentador de una subestación que tiene 5 transformadores de 300 kVA y 5 de 500 kVA, 13200/440-220 volts, desde una caseta de medición a cien metros de distancia. La instalación deberá ser subterránea, con una temperatura media del terreno de 25 ºC. El factor de carga considerado es de 75 %. Como información adicional, se dispone de equipo de protección especial, pero cualquier falla a tierra será disipada en menos de 1 hora. Por lo tanto los cables a emplear deberán ser de categoría 133 % nivel de aislamiento. El factor de potencia del sistema es de 0.90. En este ejemplo se pueden usar cables XLP o EP. Se decide usar cable polycon EP 15 kV, catálogo de cables de energía 1a 69 kV-cat 003 conductores Monterrey 133 % nivel de aislamiento, conductor de cobre, en construcción monopolar.

2-28

a) Cálculo de la corriente nominal

Carga = 300 (5) + 500 (5) = 4000 kVA

In =kVA

3kV

4000

1.73 13.2175 A=

×=

Los datos de instalación son los siguientes: Un ducto subterráneo formado por un tubo con tres conductores, monopolares, temperatura del terreno máximo de 30ºC. Longitud de la línea 100 m Factor de potencia igual a 0.90 Factores de corrección Conductor de cobre, instalación subterránea en ducto FCT = 0.97 FCA= 1.00 FCP = 1.00 Ver tablas 2.7.8, 2.7.10 y 2.7.11

I =175

1(1)(0.97) Ac = 18041.

Selección del conductor. Considerando un 75% factor de carga, aplicando datos de fabricante, para obtener la capacidad de corriente para cables Polycon EP, 8001-15,000 volts, conductor de cobre, se encuentra que el calibre 1/0 AWG puede conducir 220 amperes. b) Cálculo por caída de tensión

%REG =V

Vn

∆×100

R20 = 0.329 ohms/km

2-29

R90 = 0.329 (1+ 0.00393 X 70) = 0.41 ohms/km.; Que es la resistencia de cable en ohms/km

DMG = 3 a b c D× × = 3

D

D=26.2 mm de diámetro exterior del conductor aislado proporcionado en la tabla de dimensiones y pesos para los cables polycon-R90, conductores Monterrey. De la tabla de dimensiones y características del cable sin aislamiento, se obtiene que el radio del conductor desnudo es 4.74 mm Catálogo conductores Monterrey para cables polycon EPR-8001-15,000 volts.

RMG = 0.758 r

RMG = 0.758(4.74) = 3.59 mm

X ohms / kmL = × × × =−( . )( . log.

.) .2 31420 60 4605

262359

10 014994

∆V V = 0.07%= × + × =175100

100004195 08 01499 06 745( . . . . ) .

Que es la caída de tensión al neutro (∆V)

V =13,200

3 Vn = 762102.

% Reg =7.45

762102100 0098

..× =

Determinándose que el calibre 1/0 AWG Polycon EPR es adecuado.

2-30

c) Cálculo por corto circuito.

Icc =750 MVA 1000

3 13.831376.81 A

××

=

Con está corriente y el tiempo de liberación de falla de 8 ciclos (0.1333), se determina el calibre del conductor, según la figura 7.8.3. Donde el calibre adecuado es: 2/0 AWG. Con un área igual a 67.40 mm2 y un diámetro de 27.30 mm. d) Selección del diámetro de la tubería.

A t( ) = ..

3 314162730

4

2

×

A t( ) = . mm1756052 2

ATUB =×1756052 100

40.

ATUB = 4390 2 mm

dTUB =×4 4390

31416

2 mm.

dTUB = 75 mm

Por lo tanto el diámetro de la tubería comercial más próxima será 76 mm (3 pulg). 2.4 CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES 2.4.1 Métodos de arranque Normalmente se prefiere un arranque a tensión plena, puesto que permite obtener el mayor par a rotor bloqueado y de aceleración, aunque este método es el más sencillo, barato y confiable también es el que demanda las mayores corrientes durante el período de arranque. Cuando se utilice algún método de arranque a tensión reducida con parte de los devanados del motor o combinando conexiones con la finalidad de reducir, los pares transitorios en la flecha del motor en operación, la corriente de arranque,

2-31

la caída excesiva de voltaje que puede evitar la aceleración de la transmisión a la velocidad normal y provocar el mal funcionamiento de otros dispositivos como relevadores y contactores, y evitar parpadeos en sistemas de alumbrado; debe de asegurarse de que las necesidades del par de la carga se satisfagan, ya que este tipo de métodos también reducen el par del motor. 2.4.1.1 Datos principales de los métodos de arranque a tensión reducida Ver tabla 2.7.26. 2.4.2 Procedimiento de cálculo 2.4.2.1 Generalidades El nivel de tensión en las barras principales de los tableros de las instalaciones se determina utilizando alguno de los siguientes métodos: Flujos de potencia Caída de tensión considerando reactancias Caída de tensión considerando impedancias Reactancia proporcional Impedancia proporcional 2.4.2.2 Impedancias por unidad del sistema a) Elaborar el diagrama unifilar del sistema en estudio, mostrando los elementos con sus datos respectivos. Se desprecia la impedancia de los conductores, en longitudes pequeñas; o bien se aplica la tabla 2.7.28 para longitudes grandes. b) Obtener el dato de la capacidad interruptiva de la línea de alimentación en MVA, dato proporcionado por la compañía de suministro (potencia de corto circuito mínima disponible). c) Selección de los kVA base, se recomienda usar los kVA del transformador reductor. d) Referir todos los valores de impedancias a la potencia base, seleccionada en el paso anterior. Impedancia del sistema.

2-32

Z =S

SS(0/1)BASE

CC

Donde: ZS( / )0 1 =Impedancia por unidad del sistema eléctrico externo

SBASE =Potencia base, igual a la potencia nominal del transformador SCC =Potencia de corto circuito mínima disponible, del sistema del

suministro Impedancia por unidad del transformador. Para calcular, la impedancia por unidad del transformador se utiliza la siguiente fórmula, considerando que la potencia base es igual a la capacidad del transformador.

( )Z =Z %100T 0 1

Si no se tomará la potencia del transformador como valor base, la fórmula sería la siguiente:

Z =S ( Z % )

S (100)TBASE T

TRANS

Donde: Z ( )T 0 1

= Impedancia por unidad del transformador

Z%T = Impedancia del transformador en % STRANS = Potencia del transformador Impedancia en por unidad de los motores. Impedancia del motor a plena carga

Z =V

(ohms)mpf-n

In

Impedancia del motor al arranque

ZV

ohms)maf= (-n

Iarranque

2-33

Transformando los valores de ohms a valores en por unidad. Impedancia del motor a plena carga en por unidad

Z =S (Z

KV² (1000) mp(0/1)

BASE mp

)

Impedancia del motor al arranque en por unidad

Z =S (Z )

KV² (1000 ma(0/1)

BASE ma

)

Donde: Zmp = Impedancia del motor a plena carga en ohms

Zmp( / )0 1 = Impedancia del motor a plena carga en por unidad

Zma = Impedancia del motor al arranque en omhs Zma( / )0 1 = Impedancia del motor al arranque en por unidad

In = Corriente nominal del motor, en ampers Iarranque = Corriente de arranque (considere un valor aceptable entre 5.5 y 6

veces la corriente nominal para efectos de cálculo o consulte los valores de corriente de rotor bloqueado y sus factores, en las tabla 2.7.29

kV = Tensión nominal en las terminales del motor en kV. e) Elaboración y reducción del diagrama de impedancias. Proceda igual que en el punto 2.2.1.2. El porcentaje de la caída de tensión en la barra expresado en por unidad es:

V V I (Z Z )

V 1 I (Z Z )

1 o T S T

1 T S T

= − +

= − +ó bien

Donde: V1 = Caída de voltaje momentánea en la barra, expresada en por unidad

2-34

Vo = Tensión nominal al 100% expresada en por unidad IT = Corriente total al arranque, a voltaje nominal, en por unidad Zs = Impedancia del sistema ZT = Impedancia del transformador f) Cálculo de la caída de tensión.

% e =V - V

V100nom 1

,

nom×

Donde: % e = Caída momentánea de voltaje en el motor en porciento Vnom= Tensión nominal en volts

V 1

,

=Caída de voltaje momentánea en la barra expresada en volts g) Conclusión. Con los cálculos realizados determine el tipo de arranque a utilizar. 1) Con tensión plena.

Para fines prácticos se recomienda tener una caída de tensión máxima al arranque igual al 20 %. Después del arranque, los motores deben funcionar independientemente y en forma permanente aún al ocurrir las siguientes variaciones.

+/- 10 % de la tensión nominal +/- 5 % de la frecuencia nominal 10% de la variación combinada en valor absoluto de tensión y frecuencia

2) Con tensión reducida. Una vez realizado el punto anterior, si el valor sobre pasa los valores considerados, es necesario utilizar alguno de los métodos de arranque a tensión reducida indicados en la tabla 2.7.26. 2.4.3 Ejemplo de aplicación. En una planta se tienen 3 motores de operación continua, se desea calcular la caída de tensión en el CCM al arranque de los motores

2-35

considerando la condición más crítica, el arranque del motor mayor y los demás a plena carga. a) Diagrama unifilar.

10 CP11 A

50 CP68 A

50 CP68 A

3∅ , 440V

CCM

50 MVA

23 kV/440 V150 kVA; 3∅ , 60 Hz

Z% = 3.7 %

b) Potencia de corto circuito mínima disponible. PCC = 50 MVA c) Selección de kVA Base. kVABASE = 150 kVA d) Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base se tiene:

Z =SS

=150

50000= 0.003 p.u. S(0/1)

BASE

CC

Para la ZMOTOR de 50 C.P.

Z = VI

440/ 368

= 3.73 ohmsmpf-n

n

=

2-36

Z =V

I=

440 / 3

5.5 x 68= 0.67 ohmsma

f-n

arranque

Para la ZMOTOR de 10 C.P.

Z =440 / 3

11= 23 ohmsmp

Z =440 / 35.5 11

= 4.18 ohmsma ×

Transformando los valores obtenidos en ohms a valores en por unidad

Para el transformador.

Z =Z% S

100 S3.7(150)100(150)

= 0.037 T(0/1)T BASE

TRANS

=

Para motor 50 C.P.

( )( )Z =

S

KV 1000150(3.73)

(0.440)² (1000)= 2.88 p.u. mp(0/1)

BASE

2

Zmp=

( )

( )Z =S

KV 1000 (0.440)² (1000) = 0.51 p.u. ma (0/1)

BASE2

Zma =150 067( . )

Para motor 10 C.P.

Z =150(23)

(0.440)² (1000)= 17.82 p.u. mp (0/1)

Z =150(4.180)

(0.440) p.u. ma (0/1) 2( )

.1000

324=

e) Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias.

2-37

Zs(0/1) = 0.003

ZT(0/1) = 0.037

Zmp(0/1)

=17.82

Zma(0/1)

=0.51Zmp(0/1)

=2.88

Reduciendo:

ZS +ZT =0.003 + 0.037 = 0.040 p.u.

Zs(0/1) +ZT(0/1)

=0.40

17.82 0.51 2.88

ZxZ ZZ Z

mp ma

mp ma=

+=

( )( / )

( / )

0 1

0 1

17.82(0.51)17.82 + 0.51

= 0.485 p.u

0.04

Zx=0.485 Zmp=2.88

2-38

Z ZZ Z

x mp

x mp

( )+

=0.485(2.88)0.485 + 2.88

= 0.415

0.04

0.415

ZT =0.04 + 0.415 = 0.454

1

0.455= 2.197

I =T

V1 = 1 - [2.197 (0.04)] V1 = 0.912 p.u. V1 = 440 (0.912) V1 = 401.28 volts f) Cálculo de la caída de tensión.

% e =440 - 401.28

440100

×

% e = 8.8 %

g) De acuerdo a los valores tolerables es posible el arranque de los motores

a tensión plena. 2.5 FACTOR DE POTENCIA 2.5.1 Introducción Esta sección indica el procedimiento de cálculo para la corrección del factor de potencia en una instalación eléctrica que produce un factor de potencia bajo. La corrección se hace a través de capacitores ya que este método resulta más simple y económico. 2.5.1.1 Problemas por el bajo factor de potencia

2-39

Una instalación eléctrica que opera con un factor de potencia bajo presenta los problemas siguientes: a) Reduce la capacidad del sistema y su rendimiento debido a cables y transformadores sobrecargados. b) Aumenta las pérdidas debido a la resistencia en los conductores. c) Reduce el nivel de voltaje, afectando en forma adversa la eficiencia de operación de los motores. d) Reduce la iluminación de las lámparas incandescentes. e) Aumenta el costo de la energía cuando la compañía de suministro impone las condiciones del factor de potencia. 2.5.1.2 Cargas que intervienen en el factor de potencia Las cargas inductivas tales como: Motores de inducción Transformadores Soldadoras de arco Lámparas fluorescentes Equipo electrónico Otras cargas Los motores, son las cargas más significativas, esto se debe principalmente a lo siguiente: Son las cargas que tienen el factor de potencia más bajo. La mayoría de las cargas son motores. Las causas de que los motores operen con un factor de potencia más bajo que el de diseño propio son: Variación del voltaje. La operación de los motores por debajo de su capacidad nominal. En la tabla 2.7.28 se indican los efectos de las variaciones de voltaje sobre el FP y la tabla 2.7.31 los valores específicos del FP en relación a la variación de la potencia y velocidad del motor. 2.5.2 Determinación del factor de potencia 2.5.2.1 Método analítico en la etapa del proyecto El factor de potencia en una instalación en la etapa del proyecto se puede determinar a partir de la estimación de las características operativas del

2-40

equipo que será instalado. Este método puede resumirse de la manera siguiente: a) Análisis de la instalación eléctrica. Separar el equipo eléctrico (cargas) que produzcan un factor de potencia bajo, estas cargas son: Motores de inducción Transformadores Alumbrado Otras cargas b) Características de la carga con bajo factor de potencia. Una vez seleccionada la carga con bajo factor de potencia, las características eléctricas que se deben reunir son: Para Motores. Potencia (en C.P.) Factor de potencia (FP) Eficiencia Velocidad (RPM) Para Transformadores. Potencia (en kVA) Impedancia (en p.u.) Corriente de excitación (en p.u.) Para Alumbrado. Potencia (en kW) Tensión (en kV) Para otras cargas. Potencia (en kVA ó kW) Tensión (en kV) Corriente (en A) Factor de potencia

2-41

c) Determinación de la potencia activa y reactiva de cada carga. Potencia activa del motor.

1 CP= 0.746 kW

Si no se conoce el FP y/o eficiencia real, utilice las figuras 2.8.5 y 2.8.6, respectivamente. Si el motor no se encuentra trabajando al 100% de su potencia nominal, utilizar la tabla 2.7.29 para obtener el FP Para determinar la potencia reactiva del motor.

kVARM = kWM tg(arc cos FP) Donde: kVARM = Potencia reactiva del motor en kVAR kWM = Potencia nominal del motor en kW FP = Factor de potencia al que esta trabajando el motor tg = Tangente del ángulo del FP Para el transformador. Los transformadores tienen un consumo propio de reactivos los cuales son constantes ya sean en vacío o con 100% de carga, se calculan con la expresión siguiente.

kVAR kVA IT1 nom exc=T1

kVAR kVA ZT nom2 = × (para capacidad nominal al 100% del transformador)

kVAR kVAR kVART T T= +1 2

Donde: kVART1 = Potencia reactiva en vacío, este valor es independiente de la

carga conectada al transformador, en kVAR kVART2 = Potencia reactiva con carga, este valor varía con la capacidad

empleada del transformador, si el transformador trabaja con un porcentaje (100%) de su capacidad nominal, calcule primero

2-42

los kVART2 al 100% de capacidad y aplique la fórmula siguiente:

kVAR T Tnom

kVARkVAkVA2 2

2

(%) =(%)

.×

kVAnom = Potencia aparente nominal en kVA Iexc = Corriente de excitación en p.u. Z = Impedancia en p.u. kVART = Potencia reactiva total del transformador en kVAR kVART2(%) = Porcentaje de capacidad empleada del transformador,

sustituir este valor por kVART2 de la ecuación de kVART

Para el alumbrado:

kVAR kW arc cos FPA A= tg( ) Donde: kVARA = Potencia reactiva del alumbrado en kVAR kWA = Potencia nominal del equipo de alumbrado en kW FP = 1; Para alumbrado incandescente FP = 0.9; Para alumbrado fluorescente tg = Tangente del ángulo del FP Otras cargas: Para obtener la potencia activa y reactiva se utilizan las fórmulas siguientes. Para carga trifásica (3 ó 4 hilos)

( )Potencia Activa : kW =

3 I E FP

1000cn

Potencia Reactiva : kVAR =3 I E sen (arc cos FP)

1000cn

2-43

Para carga monofásica (2 hilos)

( ) Potencia Activa : kW =c

I FPn E 1000

Potencia Reactiva : kVAR =I

cn E sen (arc cos FP)

1000

Donde: kWc = Potencia activa de la carga en kW kVARc = Potencia reactiva de la carga en kVAR

In = Corriente nominal en amperes E = Tensión de línea en Volts FP= Factor de potencia de la carga d) Determinación de la potencia total activa y reactiva del conjunto de

cargas. Desarrollar las fórmulas siguientes:

kVAR kVAR kVAR kVAR kVAR

kW kW kW kW

(tot) M T A C

(tot) M C A

= + + +

= + +

Donde: kVAR( )tot = Potencia total reactiva de la carga en kVAR kW( )tot = Potencia total activa de la carga en kW Nota Si los capacitores están conectados en el lado de alta tensión del transformador considerar las fórmulas anteriores. Si los capacitores están conectados en el lado de baja tensión, en la ecuación para calcular los kVAR( )tot no se considera a los kVAR

T.

e) Determinación de la potencia aparente total (kVA( )tot ) y factor de

potencia existente (FP).

2-44

Desarrollar las fórmulas siguientes:

( ) kVA( ) ( ) ( )tot tot totkW kVAR= +

2 2

FP =kWkVA

tot

tot

( )

( )

2.5.2.2 Método por medición en instalaciones en operación. Para determinar el factor de potencia en instalaciones en operación, lo más práctico es por cualquiera de las formas siguientes: Con un indicador de factor de potencia. A través del consumo global de energía (facturación de la compañía suministradora). Con instrumentos de medición de potencia activa e instrumentos de medición de potencia reactiva. a) Recabar características eléctricas de la instalación. Para recibos proporcionados por la compañía suministradora considerar: Kilowatts - hora consumidos (kW-h) Kilovars- hora consumidos (kVAR-h) Factor de potencia (si esta indicado) Para lecturas obtenidas del equipo de medición durante las horas de trabajo, considerar: Potencia activa (en kW) Potencia reactiva (en kVAR) Tensión (en kV) Corriente (en A) Factor de potencia Estas lecturas deberán ser tomadas en condiciones de demanda máxima. b) Determinar el factor de potencia (FP) existente. Desarrollar la fórmula siguiente:

2-45

( ) ( ) FP =

−

− + −

kW h

kW h kVAR h2 2

[ ] [ ] FP

+

(lectura)=kW

kW kVAR

22

(lectura) (lectura)

2.5.3 Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia por

capacitores 2.5.3.1 Corrección del factor de potencia en grupo empleando datos nominales del equipo Desarrollar el punto 2.5.2.1. "Método analítico en etapa del proyecto". a) Calcular la potencia reactiva necesaria (kVAR( )N ) para corregir el factor

de potencia. Considérese un factor de potencia corregido superior o igual a 0.9 (atrasado) y aplique la tabla 2.7.32 donde: kVAR( )N = kW

(tot) x valor obtenido de la tabla 2.7.32 con los F.P. existente y

corregidos o aplicar la siguiente fórmula:

kVAR( )N = kW(tot)

x ( tg θ1- tg θ

2)

Donde: θ1

=Arco coseno del factor de potencia existente θ2 =Arco coseno del factor de potencia corregido Para un F.P. = 0.9 (-) corregido, desarrollar la fórmula siguiente:

kVAR( )N = kW(tot)

x ( tg θ1-0.484)

b) Comprobación del factor de potencia corregido. Desarrollar las fórmulas siguientes:

kVAR kVAR kVARG tot( ) ( ) (N)= =

( ) ( ) kVA( )( ) ( )

Gtot GkW kVAR= +

22

2-46

FP ( )

( )

( )coscorregido

tot

G

KWKVA

= =θ2

Donde: kVAR( )G = Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactiva

de capacitores (kVAR( )N )

kVA( )G = Potencial total aparente total del grupo, incluyendo capacitores

FP( )corregido = Factor de potencia corregido, el valor obtenido debe ser igual o

superior a 0.9(-) 2.5.3.2 Corrección del factor de potencia en grupo empleando lecturas de

consumo de energía y potencia Desarrollar el punto 2.5.2.2 "Método por medición en instalaciones en operación". a) Cálculo de la potencia reactiva necesaria kVAR( )N para corregir el factor

de potencia. Considerar un FP (corregido) igual o superior a 0.9 y aplique la tabla 2.7.32 donde: kVAR( )N = kW

(lectura) x el valor obtenido en la tabla 2.7.32 con los FP existente

y corregido, o aplicar fórmula.

kVAR( )N = kW (lectura)

x (tg θ1 - tg θ

2)

Donde: θ1

=Arco coseno del factor de potencia existente θ2 =Arco coseno del factor de potencia corregido b) Comprobar el valor del factor de potencia corregido. Desarrollar fórmula siguiente:

kVAR( )G = kVAR(lectura)

- kVAR(N)

(kVAR)

( ) kVA( ) (lectura) ( )G

GkW kVAR= +

2 2 (kVA)

2-47

FP ( )

(lectura)

( )coscorregido

G

KWKVA

= =θ2

Donde: kVAR(G) = Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactiva de

capacitores (kVAR(N)) kVA(G) = Potencia aparente total del grupo incluyendo capacitores FP(corregido) = Factor de potencia corregida 2.5.3.3 Corrección del factor de potencia en forma individual Realizar incisos a, b y c del punto 2.5.2.1 "Método analítico en la etapa del proyecto". Considerar solamente motores, alumbrado y otras cargas. a) Determinar el factor de potencia (FP) existente. Desarrollar la fórmula siguiente:

FP = =cosθ1

kWkVA

c

c

Donde:

θ1 = arco coskwkVA

c

c

kWC = Potencia activa de cada carga en kW kVAC = Potencia aparente de cada carga en kVA (considere solamente motores y otras cargas) b) Determinar la potencia reactiva necesaria (kVAR(N)) para corregir el FP Considere un FP corregido igual o superior a 0.9 (-). Con los valores obtenidos en los incisos a, b y c del punto 2.5.2.1, el factor de potencia existente y la tabla 2.7.32 seleccione los kVAR(N)

2-48

Donde: kVAR(N) = kWC x valor de la tabla 2.7.32. El valor de la tabla 2.7.32, es obtenido con el FP existente y FP corregido. c) Comprobar el valor de potencia corregido Desarrollar la fórmula siguiente:

kVAR

(i)= kVARC - kVAR( )N

kVA(i) (i)( ) ( )= +

22kW kVAR

C

FP( )(i)

corregidockW

kVA=

Donde: kVARC = Potencia reactiva de la carga en kVAR kVAR(I) = Potencia reactiva total de la carga en kVAR kVA( )i = Potencia aparente total de la carga en kVA 2.5.4 Ejemplo de aplicación Determinar el banco de capacitores para corregir el factor de potencia a un valor de 0.9, de una planta de bombeo con las características siguientes: Cargas: 3 motores de 100 C.P., 4 polos, 440 volts 2 motores de 50 C.P., 4 polos, 440 volts 4 motores de 3 C.P., 4 polos, 440 volts 1 Transformador de 500 kVA 1) Cálculo de los kW y kVAR. a) Motores de 100 C.P.

kW100 = 100 x (0.746) = 74.6 kW kWT100= (Número de motores de 100 C.P.) x kW100

2-49

= 3 x 74.6 = 223.8 kW

El FP para un motor de 100 C.P. 4 polos, es según la tabla 2.7.31 es de 0.88 (considerando que el motor trabaja al 100% de su carga).

kVAR100 = 74.6 x tg (arc cos 0.88) = 40.26 kVAR. kVART100 = (Número de motores de 100 C.P.) x (kVAR100).

= 3 x 40.26 = 120.79 kVAR.

kWT100

kVART100

Triángulo de potencias para los motores de 100

=223.8 kW

=120.79 kVAR

b) Motores de 50 C.P.

kW50 = 50 x 0.746 = 37.3 kW kWT50 = (Número de motores de 50 C.P.) x kW50

= 2 x 37.3 = 74.6 kW El FP para un motor de 50 CP 4 polos según la figura 2.8.5 es de 0.89.

kVAR50 = 37.3 x tg (arc cos 0.89) = 19.11 kVAR kVART50 = ( Número de motor de 50 C.P.) x (kVAR50

)

= 2 x 19.11

= 38.21 kVAR

2-50

kW

kVAR

T50

T50

Triángulo de potencias de los motores de 50 C.P.

=74.6 kW

=38.21 kVAR

c) Motores de 3 C.P.

kW3 = 3 x 0.746 = 2.24 kW kWT3 = ( Número de motores 3 C.P.) x kW3

= 4 x 2.24 = 8.96 kW El factor de potencia para un motor de 3 C.P., 4 polos, según la tabla 2.7.31 (ver pág. 93) es de 0.71 (considerando que el motor trabaja al 100% de su carga).

kVAR3 = 2.24 x tg (arc cos 0.71) = 2.22 kVAR kVART3 = (Número de motores de 3 C.P.) x ( kVAR3)

= 4 x 2.22 = 8.88 kVAR

kW

kVAR

T3

T3

Triángulo de potencias de los motores de 3 C.P.

=8.96 kW

=8.88 kVAR

3) Transformador. Para el caso de transformadores los kVAR consumidos ya sea en vacío o plena carga están determinados aproximadamente por la corriente de vacío, la cual en nuestro caso es del 2%.

kVARTR = (500 kVA) (0.02) = 10 kVAR

2-51

4) Potencia total activa y reactiva de la carga. Los capacitores estarán conectados en el lado de baja tensión, por lo que no se considera los KVAR del transformador.

kVAR(tot) = kVART100 + kVART50 + kVART3 = 120.79 + 38.21 + 8.88 = 167.88 kVAR. kW(tot) = kWT100 + kWT50 + kWT3

= 223.8 + 74.6 +8.96

= 307.36 kW.

5) Potencia aparente total y FP existente.

kVA( ) ( . ) ( . )tot

= +22

30735 16788 =350.21 kVA

FP = 307.35/350.21 = 0.87

kW

kVAR

(tot)

(tot)

Triángulo de potencias de la carga

=307.35

=167.88 kVARkVA =350.21 kVA(tot)

6) Corrección del FP Usando la tabla 2.7.32.

kVAR(N) = kW (tot) x 0.056 = 307.35 x 0.056 = 17.21 kVAR

2-52

o por la fórmula siguiente se obtiene el mismo resultado. kVAR(N) = kW(tot) x (tg θ1 - tg θ2)

= 307.35 (tg (arc cos 0.88) - tg (arc cos 0.90)) = 307.35 (0.539 - 0.484) = 16.9 kVAR

307.35 kW

167.88 kVARtot

16.9 kVAR(N)

7) Comprobación del FP corregido.

kVAR(G) = 167.88 - 17.21

= 150.98 kVAR

kVA kVA( ) ( . ) ( . ) .G = + =22

30735 15098 34243

FP (corregido) = 307.35/342.43 = 0.89

kW

kVARkVA

=307.35

(G)=150.98 kVAR

(G)=342.43 kVA

Triángulo de potencias con FP=0.89 ( - ) 2.6 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE 2.6.1 Criterios básicos de selección Los reactores limitadores de corriente son utilizados principalmente para reducir la magnitud de la corriente de corto circuito, reduciendo por consiguiente los esfuerzos mecánicos y térmicos en todos los componentes

2-53

que conducen la corriente de corto circuito y limitando la caída de tensión en la barra conductora, minimizando así los efectos en otras partes del sistema. Debido a que la estabilidad del sistema se afecta por los reactores, estos deben emplearse con precaución, puesto que el aumento de la reactancia entre las maquinas disminuye el limite de su estabilidad. a) Tipo de servicio Interior Intemperie b) Condiciones de operación Medio ambiente Altitud de operación Humedad relativa Temperatura ambiente Espacio para instalación Aplique la tabla 2.7.33 c) Determinación del tipo de arreglo y construcción Considere:

ARREGLO CONSTRUCCIÓN Lineal (tres reactores monofásicos) No compensado Trébol o equilátero (tres reactores monofásicos)

No compensado

Vertical (un reactor trifásico) Compensado o no compensado d) Especificar localización de terminales e) Especificar material de devanados Considere: Cobre Aluminio f) Especificar tipo y clase de aislamiento

2-54

g) Especificar tensión nominal de operación, tensión máxima de diseño y nivel básico al impulso. h) Concentrar los datos en la tabla 2.7.33. 2.6.2 Método de cálculo a) Analizar el sistema eléctrico en el cual habrán de emplearse los reactores (incluyendo ampliaciones). Considere la condición más crítica de operación. b) Elaborar un diagrama unifilar simplificado, indicando los equipos que contribuyen o limitan la corriente de corto circuito, en el nivel de tensión donde ésta se calcule. Ver arreglos típicos en figura 2.8.7 (generadores (donde aplique), transformadores, reactores, carga, equivalente, etc.) c) Establecer los límites de capacidad interruptiva y caída de tensión que no deberán rebasarse con el uso de reactores limitadores de corriente. Así como los puntos en los que se desee conocer estos valores (generalmente buses de generación y sincronización). d) Analizar las características eléctricas de los equipos involucrados en el diagrama unifilar del punto (b), haciendo los cálculos necesarios para que los valores de impedancia queden expresados en MVA's o p.u. e) Elaborar con base en el diagrama unifilar simplificado, un diagrama de bloques (MVA's) o de impedancias (p.u.), tomando en consideración los datos del punto anterior. f) Determinar el valor de impedancia "Z" del reactor para la figura 2.8.7 aplique la siguiente fórmula.

Z VMVA MVAd e

= −

2 1 1

Donde: Z = Impedancia del reactor en ohms V = Tensión nominal (de línea) del sistema en kV MVA

d = Nivel de falla 3φ deseado en el sistema en MVA

MVAe = Nivel de falla 3φ existente en el sistema en MVA

2-55

Con el valor obtenido y la tabla 2.7.34, seleccione la impedancia nominal del reactor "Z

n" (considere el valor inmediato superior al de cálculo).

Para la figura 2.8.7 (b) y (c). Calcular la potencia de falla 3φ en cada uno de los puntos que se establezcan, aplique el punto 2.2.1 "cálculo de corto circuito". Considere para este cálculo un valor de impedancia nominal (Zn) de la tabla 2.7.34, e idéntico para cada reactor. Los valores obtenidos deberán cumplir con el límite de capacidad interruptiva establecido en el paso “c”. g).-Calcular la máxima corriente que circulará por el reactor Considere: La condición más crítica de operación El factor de potencia de la carga generalmente es de 0.9 (-) Máxima caída de tensión permisible Valor x/r del reactor (generalmente x/r=80, según ANSI-C.37.10 tabla 2.7.35. En base al diagrama unifilar simplificado del paso (b), mostrando al sistema en la condición crítica, aplicar fórmulas:

Z = Z ∅ ; ∅ = arc tg X/R I = I ∅ ; ∅ arc cos FP (-)

∆V ≥ IZ

∆V NOM≤5%

100

kV(Para bus de sincronización ver figura 2.8.7

Donde: Z= Impedancia del sistema entre la fuente de suministro y la carga en ohms (para efectos de cálculo en este procedimiento considere solamente la impedancia nominal Zn de los reactores) ver figura 2.8.7. I = Máxima corriente que circulará por el reactor en amperes

2-56

∆V=Máxima caída de tensión permisible entre la fuente de suministro y la carga en volts, ver paso “c” kVNOM = Tensión nominal (de líneas) del sistema en kV Con el valor obtenido y la tabla 2.7.34 seleccione la corriente nominal del reactor "In" (considere el valor inmediato superior al de cálculo) h) Verificar que los resultados obtenidos en los pasos “f” y “g” no rebasen los valores establecidos en el paso “c”. En caso de que esto suceda, repetir los pasos “f” y “g”, modificando el valor de la impedancia del reactor hasta quedar dentro de los límites referidos. i) Calcular la máxima potencia (P) que se puede transferir a través del reactor. Aplicar la ecuación:

P 3 I kV (kVA)NOM= j) Calcular la caída de tensión nominal del reactor "∆V

r”

∆V

r=In Zn V

k) Calcular la capacidad nominal del reactor "kVAr” Para reactor monofásico:

kVAZn

kVAr = ×IN 1000 ( )

Para reactor trifásico:

kVA 3IZ

1000 (kVA)r N

n= ×

l) Concentrar los datos obtenidos en la tabla 2.7.33. 2.6.3 Ejemplo de aplicación Calcule el reactor limitador de corriente necesario para una instalación que cuenta con el siguiente equipo: Un transformador trifásico de 20 MVA y de 110/13.8 KV que alimenta a un tablero de distribución de 13.8 kV el cual está provisto de disyuntores cuya

2-57

capacidad interruptiva es de 150 MVA y que está conectado al sistema como se muestra en la siguiente figura:

NO HAY MOTORES SINCRONOSCONECTADOS

F = 267 MVA

110 20 MVA7.5%835 Amp. 3 φ

INTERRUPCIONDE 150 MVA

BARRA CONDUCTORA13.8 kv

CORRIENTE PRIMARIADISPONIBLE ILIMITADA

13.8

REACTOR DE 5.8 %

F = 150 MVA

INTERRUPCIONDE 150 MVA

BARRA CONDUCTORA13.8kv

CORRIENTE PRIMARIADISPONIBLE ILIMITADA

El esfuerzo de interrupción que se impone a los disyuntores existentes (sin aportaciones de los motores síncronos) es de:

PCC = =100

7.5%x20MVA 267MVA

Reduciendo el esfuerzo de interrupción al valor deseado de 150 MVA de los disyuntores existentes, se aplica:

( )Z = 1381

150

1

2672

. −

Z =×

19044

117150 267

.

Z = 0.56 ohms

La caída de voltaje a través del reactor será de:

∆ VR = 835 A x 0.560 ohms = 467.6 V En consecuencia se deben seleccionar tres reactores monofásicos, cada uno de 0.56 ohms por fase y una capacidad de:

VAR = 835 467.6

1000390 kVA

=

2-58

Donde cada reactor tendrá una capacidad para proporcionar un porcentaje de reactancia de:

056 20000

138 1058%2

. ,

( . ).

××

=

2-58

2.7 TABLAS Xd' Xd'' Generadores de Turbina + 2 Polos 0.09 0.15 4 Polos 0.15 0.23

Generador de polos salientes con devanado amortiguador +

12 polos o menos 0.16 0.33 14 polos o menos 0.21 0.33

Motores síncronos

6 polos 0.15 0.23 8-14 polos 0.20 0.30 16 polos o más 0.28 0.40

Condensadores síncronos +

0.24

0.37

Convertidores síncronos +

600 volts corriente directa 0.20 -- 250 volts corriente directa 0.33 --

Motores de inducción mayores de 600 V

0.17 --

Motores pequeños, 600 V y menos

ver Tabla 2.7.2 Nota: Los kVA base aproximados del motor síncrono se pueden establecer

utilizando la potencia nominal del motor en C.P. como sigue : 0.8 (FP del motor) - kVA base = C.P. (potencia nominal del motor) 1.0 (FP del motor) - kVA base = 0.8 C.P. (potencia nominal del motor)

* Use los valores especificados por el fabricante + En cálculos de corto circuito normalmente no se usa la Xd'

TABLA 2.7.1 VALORES TÍPICOS (POR CADA kVA*) DE REACTANCIAS PARA MÁQUINAS SÍNCRONAS Y DE INDUCCIÓN

(REFERENCIA: IEEE-STD141-1993 RECOMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC

POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS)

2-59

TIPO DE MÁQUINA ROTATORIA PRIMER CICLO

SISTEMA

INTERRUPCIÓN

Motores de inducción Para todos los motores de 50 CP y mayores 1.2 Xd'' 3.0* Xd''+

Para todos los motores menores de 50 CP 1.67 Xd''∆ ----------- * o estime para el Primer -ciclo X=0.20 p.u. basado en la potencia del motor + o estime para interrupción X=0.50 p.u. basado en la potencia del motor ∆ o estime para el primer ciclo X=0.28 p.u. basado en la potencia del motor

TABLA 2.7.2 FACTORES PARA REACTANCIAS (O IMPEDANCIAS) EN LA

COMBINACIÓN RED-MÁQUINA ROTATORIA

(REFERENCIA: IEEE-STD141-1993 RECOMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS)

2-60

CONDUCTOR DE COBRE

CALIBRE DEL CONDUCTOR

RESISTENCIA R A 50oC, 60 hz

(Ω/CONDUCTOR/ 1000 ft)

REACTANCIA XA POR 1 ft DE

ESPACIAMIENTO, 60 Hz (Ω/

CONDUCTOR/1000 ft)

(cmil) (AWG No.) 1 000 000 0.0130 0.0758 900 000 0.0142 0.0769 800 000 0.0159 0.0782 750 000 0.0168 0.0790 700 000 0.0179 0.0800 600 000 0.0206 0.0818 500 000 0.0246 0.0839 450 000 0.0273 0.0854 400 000 0.0307 0.0867 350 000 0.0348 0.0883 300 000 0.0407 0.0902 250 000 0.0487 0.0922 211 600 4/0 0.0574 0.0953 167 800 3/0 0.0724 0.0981 133 100 2/0 0.0911 0.101 105 500 1/0 0.115 0.103 83 690 1 0.145 0.106 66 370 2 0.181 0.108 52 630 3 0.227 0.111 41 740 4 0.288 0.113 33 100 5 0.362 0.116 26 250 6 0.453 0.121 20 800 7 0.570 0.123 16 510 8 0.720 0.126

* Para otros espacios use los factores de Xb en tabla 2.7.4. Nota: para circuitos trifásicos la impedancia total, línea a neutro, es:

Z= R + j (XA + XB)

Tabla 2.7.3 CONSTANTES DE CONDUCTORES PARA UN ESPACIAMIENTO SIMÉTRICO DE 1ft

(REFERENCIA: IEEE STD 141-1993 RECOMEMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC

POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS) ACSR

2-61

CALIBRE DEL CONDUCTOR

RESISTENCIA R A 50oC, 60 hz

(Ω CONDUCTOR /1000 ft)

REACTANCIA XA POR 1 ft DE

ESPACIAMIENTO, 60 Hz (Ω CONDUCTOR

/1000 ft) (cmil) (AWG No.)

1 590 000 0.0129 0.0679 1 431 000 0.0144 0.0692 1 272 000 0.0161 0.0704 1 192 500 0.0171 0.0172 1 113 000 0.0183 0.0719 954 000 I0.0213 0.0738 795 000 0.0243 0.0744 715 500 0.0273 0.0756 636 000 0.0307 0.0768 556 500 0.0352 0.0786 477 000 0.0371 0.0802 397 500 0.0445 0.0824 336 400 0.0526 0.0843 266 800 0.0662 0.0945

4/0 0.08335 0.1099 3/0 0.1052 0.1175 2/0 0.1330 0.1212 1/0 0.1674 0.1242 1 0.2120 0.1259 2 0.2670 0.1215 3 0.3370 0.1251 4 0.4240 0.1240 5 0.5340 0.1259 6 0.6740 0.1273

CONTINUACIÓN TABLA. 2.7.3

2-62

SEPARACIÓN EN PULGADAS PIES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

0 -- -0.0571 -0.0412 -0.0319 -0.0252 -0.0201 -0.0159 -0.0124 -0.0093 -0.0066 -0.0042 -0.0020 1 -- 0.0018 0.0035 0.0051 0.0061 0.0080 0.0093 0.0106 0.0117 0.0129 0.0139 0.0149 2 0.0159 0.0169 0.0178 0.0186 0.0195 0.0203 0.0211 0.0218 0.0255 0.0232 0.0239 0.0246 3 0.0252 0.0259 0.0265 0.0271 0.0277 0.0282 0.0288 0.0293 0.0299 0.0304 0.0309 0.0314 4 0.0319 0.0323 0.0328 0.0333 0.0337 0.0341 0.0346 0.0350 0.0354 0.0358 0.0362 0.0366 5 0.0370 0.0374 0.0377 0.0381 0.0385 0.0388 0.0392 0.0395 0.0399 0.0402 0.0405 0.0409 6 0.0412 0.0415 0.0418 0.0421 0.0424 0.0427 0.0430 0.0433 0.0436 0.0439 0.0442 0.0445 7 0.0447 0.0450 0.0453 0.0455 0.0458 0.0460 0.0463 0.0466 0.0468 0.0471 0.0473 0.0476 8 0.0478

SEPARACIÓN (CUARTOS DE PULGADA)

PULGADAS 0 1/4 2/4 3/4 0 -- -- -0.0729 -0.0636 1 -0.0571 -0.0519 -0.0477 -0.0443 2 -0.0412 -0.0384 -0.0359 -.0.0339 3 -0.0319 -0.0301 -0.0282 -0.0267 4 -0.0252 -0.0238 -0.0225 -0.0212 5 -0.0201 -0.01795 -0.01795 -0.01684 6 -0.0159 -0.01494 -0.01399 -0.01323 7 -0.0124 -0.01152 -0.01078 -0.01002 8 -0.0093 -0.00852 -0.00794 -0.00719 9 -0.0066 -0.00605 -0.00529 -0.00474 10 -0.0042 -- -- -- 11 -0.0020 -- -- -- 12 -- -- -- --

TABLA 2.7.4 FACTOR DE ESPACIAMIENTO DE REACTANCIA XB,

EN OHMS POR 1000 ft DE CONDUCTOR

(REFERENCIA: IEEE STD 141-1993 RECOMMEND PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FOR INDUCTRIAL PLANTS)

2-63

CALIBRE DEL CONDUCTOR VOLTAJE DEL SISTEMA

600 V 2400 V 4160 V 6900 V 13800 V

4 a 1 3 cables de un sólo conductor en conduit magnético

0.0520

0.0620

0.0618

--

--

1 cables de tres conductores en conduit magnético

0.0381

0.0384

0.0384

0.0522

0.0526

1 cable de tres conductores en ducto magnético

0.0310

0.0335

0.0335

0.0453

0.0457

1/0 a 4/0 3 cables de un sólo conductor en conduit magnético

0.0490

0.0550

0.0550

--

--

1 cables de tres conductores en conduit magnético

0.0360

0.0346

0.0346

0.0448

0.0452

1 cable de tres conductores en ducto magnético

0.0290

0.0300

0.0300

0.0386

0.0390

250-750 kcmil 3 cables de un sólo conductor en conduit magnético

0.0450

0.0500

0.0500

--

--

1 cables de tres conductores en conduit magnético

0.0325

0.0310

0.0310

0.0378

0.0381

1 cable de tres conductores en ducto magnético

0.0270

0.0275

0.0275

0.0332

0.0337

Nota: estos valores podrán ser usados para cables de armado magnético y no magnético.

TABLA 2.7.5 VALORES TÍPICOS DE REACTANCIA, CABLES TRIFÁSICOS, EN OHMS POR 1000 ft (304.8 mts) DE CONDUCTOR

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-64

kV Z %

CLASE

NBAI

ALTA

TENSIÓN

BAJA

TENSIÓN

OA

FA, FOA

1er. PASO

FA, FOA 2o. PASO

15 110 15 1.2 -15 4.0 -7.0 4.0 -7.5 ------ 25 150 25 1.2 -15 4.0 -7.0 4.0 -7.5 ------

34.5 200 34.5 1.2 -15 4.5 -7.5 4.5 -8.0 ------ 46 250 46 1.2 -25 5.0 -8.0 5.0 -10.5 ------ 69 350 69 1.2 -34.5 5.0 -9.0 6.0 -12.0 7.0 -15.0 92 450 92 15 - 34.5 5.0 -9.0 7.0 -12.0 8.0 -15.0

115 550 115 15 - 34.5 6.0 -9.5 7.0 -14.0 8.0 -16.0 138 650 138 15 - 34.5 6.0 -10.0 7.0 -14.0 8.0 -16.0 161 750 161 15 - 69 6.0 -10.0 8.0 -15.0 9.0 -17.0 196 900 196 - 230 15 - 69 7.0 -11.0 9.0 -15.0 10.0 -18.0 230 1050 230 15 - 69 7.0 -12.0 9.0 -16.0 10.0 -19.0 315 1425 315 - 400 15 - 25 8.0 -12.0 10.0 -16.0 10.0 -20.0 315 1425 315 - 400 34.5 - 161 9.0 -13.0 10.0 -17.0 10.0 -21.0

Nota: Para todos los casos anteriores, la diferencia en la impedancia entre aparatos “duplicados”, o sea cuando se especifiquen dos o más transformadores de las mismas características, a un sólo fabricante al mismo tiempo, no debe exceder al 10 % del valor especificado.

TABLA 2.7.6 VALORES DE IMPEDANCIA PARA TRANSFORMADORES

(REFERENCIA: NOM-J-284-1996)

2-65

PARA VALOR SISTEMA OBTENER CONOCIDO CORRIENTE

DIRECTA MONOFÁSICO

(2 HILOS) TRIFÁSICO

(3 Ó 4 HILOS)

AMPERES (ln)

C.P.

Ιn

C P

E=

××

746 . .

η

Ιn

C P

E FP=

×× ×

746 . .

η

Ιn

C P

E FP=

××

746

3

. .

AMPERES (ln)

kW

Ιn

kW

E=

×1000

Ιn

kW

E FP=

××

1000

Ιn

kW

E FP=

××

1000

3

AMPERES (ln)

kVA

---------------------

Ιn

kVA

E=

×1000

Ιn

kVA

E=

××

1000

3

CAIDA DE TENSIÓN EN %

(e%)

eE S

n% =× ×

×4 ! Ι

eE S

n% =× ×

×4 ! Ι

eE S

n%.

=× ×

×23 ! Ι

DONDE : ln = Corriente nominal en amperes C.P. = Potencia en C.P. kW = Potencia en kW kVA = Potencia en kVA E = Voltaje de linea en volts ! = Longitud del circuito en metros e% = Caida de tension % S = Sección transversal del conductor en mm2 FP = Factor de potencia (utilice un valor de 0.9 para efectos de cálculo

en este procedimiento η = Eficiencia

TABLA 2.7.7 FÓRMULAS ELÉCTRICAS

2-66

a) Cables directamente enterrados o en ductos subterráneos

MÁXIMA TEMPERATURA

DEL CONDUCTOR (oC)

TEMPERATURA DEL TERRENO (oC)

15 20 25 30 35 60 1.13 1.07 1.00 0.93 0.85 75 1.10 1.05 1.00 0.95 0.88 80 1.09 1.04 1.00 0.96 0.90 90 1.07 1.03 1.00 0.97 0.92

b) Cables instalados al aire

MÁXIMA TEMPERATURA

DEL CONDUCTOR

TEMPERATURA DEL TERRENO (oC)

(oC) 15 20 25 30 35 40 45 50 60 1.50 1.41 1.32 1.22 1.12 1.00 0.87 0.71 75 1.31 1.25 1.20 1.13 1.07 1.00 0.93 0.85 80 1.27 1.22 1.17 1.12 1.06 1.00 0.94 0.87 90 1.22 1.18 1.14 1.10 1.05 1.00 0.95 0.89

TABLA 2.7.8 FACTORES DE CORRECCIÓN POR VARIACIÓN EN LA

TEMPERATURA AMBIENTE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-67

Cuando un cable está expuesto al sol, la temperatura de su superficie exterior aumenta con respecto a la del ambiente a la sombra. Aunque la situación no es tan desfaborable cuando hay viento, conviene considerar las condiciones más críticas para efectos de cálculo. La siguiente tabla proporciona datos empíricos sobre los incrementos que se deben dar a la temperatura ambiente a la sombra ( tomada generalmente con 40ºC ) para calcular la corriente de los cables.

DIAMETRO CABLE (mm) 20 30 40 50 60 70 80 Cable con plomo ext. oC 12 15 17 18 20 21 22

Cable con cubierta opaca (yute,PVC, etc.) oC

14

17

19

21

24

26

28

TABLA 2.7.9 CABLES EXPUESTOS AL SOL

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

PROFUNDIDAD

DE INSTALACIÓN

CABLES DIRECTAMENTE

ENTERRADOS

CABLES EN DUCTOS

SUBTERRÁNEOS EN METROS 5 kV a 23 kV 35 kV 5 kV a 23 kV 35 kV

0.90 1.00 1.00 1.00 0.99 0.99 1.20 0.98 1.00 0.98 1.00 1.50 0.97 0.99 0.97 0.99 1.80 0.96 0.98 0.95 0.97 2.50 0.95 0.96 0.91 0.92

TABLA 2.7.10 FACTOR DE CORRECCIÓN POR INCREMENTO EN LA

PROFUNDIDAD DE INSTALACIÓN

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-68

a) Un cable tríplex o tres cables monofásicos en el mismo ducto, o un cable tripolar por ducto.

NÚMERO DE FILAS

DE TUBOS NÚMERO DE FILAS DE TUBOS VERTICALMENTE HORIZONTALMENTE 1 2 3 4 5 6

1

2

3

4

5

6

1.00

0.87

0.77

0.72

0.68

0.65

1.87

0.71

0.62

0.57

0.53

0.50

0.77

0.62

0.53

0.48

0.45

0.42

0.72

0.57

0.48

0.44

0.40

0.38

0.68

0.53

0.45

0.40

0.37

0.35

0.65

0.50

0.42

0.38

0.35

0.32

b) Un cable monofásico por ducto (no magnético)

NÚMERO DE FILAS

DE TUBOS NÚMERO DE FILAS DE TUBOS VERTICALMENTE HORIZONTALMENTE 1 2 3 4 5 6

1

2

3

4

5

6

1.00

0.88

0.79

0.74

0.61

0.68

1.88

0.73

0.65

0.60

0.57

0.55

0.79

0.65

0.56

0.52

0.50

0.48

0.74

0.61

0.52

0.49

0.47

0.45

0.71

0.57

0.49

0.46

0.44

0.42

0.69

0.56

0.47

0.45

0.42

0.40

Los factores de correción de un cable monofásico por ducto se aplican también a cables directamente enterrados. TABLA 2.7.11 FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPAMIENTO EN

INSTALACIÓN SUBTERRÁNEA DE CABLES

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-69

NÚMERO DE FILAS

NÚMERO DE FILAS DE TUBOS

DE TUBOS HORIZONTALMENTE VERTICALMENTE 1 2 3 4 5 6

1 1.00 0.94 0.91 0.88 0.87 0.86 2 0.92 0.87 0.84 0.81 0.80 0.79 3 0.85 0.81 0.78 0.76 0.75 0.74 4 0.82 0.78 0.74 0.73 0.72 0.72 5 0.80 0.76 0.72 0.71 0.70 0.70 6 0.79 0.75 0.71 0.70 0.69 0.63

Nota: Separación entre tubos ¼ a 1 diámetro de uno de ellos. TABLA 2.7.12 FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPAMIENTO DE TUBOS

CONDUITS AÉREOS

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-70

a) Cables monofásicos con espaciamiento (circulación de aire restringida)

NÚMERO DE

NÚMERO DE CIRCUITOS

CHAROLAS 1 2 3 2 cm d d

1

2

3

6

0.95

0.90

0.88

0.86

0.90

0.85

0.83

0.81

0.88

0.83

0.81

0.79

b) Cables monofásicos con espaciamiento

NÚMERO DE

NÚMERO DE CIRCUITOS

CHAROLAS 1 2 3 2 cm d d

1

2

3

6

1.00

0.97

0.96

0.94

0.97

0.94

0.93

0.91

0.96

0.93

0.92

0.90

TABLA 2.7.13 FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPAMIENTO EN CHAROLAS (AL AIRE LIBRE Y SIN INCIDENCIA DE RAYOS SOLARES)*

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-71

c) Cables tríplex o monopolares en configuración trébol (circulación de aire restringida)

NÚMERO DE

NÚMERO DE CIRCUITOS

CHAROLAS 1 2 3 2 cm 2d 2d

30 c

m

1

2

3

6

0.95

0.90

0.88

0.86

0.90

0.85

0.83

0.81

0.88

0.83

0.81

0.79

d) Cables tríplex o monopolares en configuración trébol

NÚMERO DE

NÚMERO DE CIRCUITOS

CHAROLAS 1 2 3 2 cm 2d 2d

30 c

m

1

2

3

6

1.00

1.00

1.00

1.00

0.98

0.95

0.94

0.93

0.96

0.93

0.92

0.90

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.13

2-72

e) Cables trifásicos con espacimiento (circulación de aire restringida) NÚMERO

DE NÚMERO DE CABLES TRIFÁSICOS

CHAROLAS 1 2 3 6 9

2 cm d d

30 c

m

1

2

3

6

0.95

0.90

0.88

0.86

0.90

0.85

0.83

0.81

0.88

0.83

0.81

0.79

0.85

0.81

0.79

0.77

0.84

0.80

0.78

0.76

f) Cables trifásicos con espaciamiento NÚMERO

DE NÚMERO DE CABLES TRIFÁSICOS

CHAROLAS 1 2 3 6 9

2 cm d d

30 c

m

1

2

3

6

1.00

1.00

1.00

1.00

0.98

0.95

0.94

0.93

0.96

0.93

0.92

0.90

0.93

0.90

0.89

0.87

0.92

0.89

0.88

0.86

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.13

2-73

g) Cables trifásicos juntos (circulación de aire restringida) NÚMERO

DE NÚMERO DE CABLES TRIFÁSICOS

CHAROLAS 1 2 3 6 9

30 c

m

1

2

3

6

0.95

0.95

0.95

0.95

0.84

0.80

0.78

0.76

0.80

0.76

0.74

0.72

0.75

0.71

0.70

0.68

0.73

0.69

0.68

0.66

h) Cuando ¼ < e y h < d NÚMERO

DE NÚMERO DE CABLES O TRÉBOLES

CHAROLAS 1 2 3 4 5

2 cm d d

h

dde ee

h

1

2

3

6

1.00

0.89

0.80

0.74

0.93

0.83

0.76

0.69

0.87

0.79

0.72

0.64

0.84

0.76

0.70

0.63

0.83

0.75

0.69

0.62

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.13

* En el caso de que los cables estén instalados al aire libre y expuestos a los rayos solares, los factores anteriores deberán multiplicarse por 0.9.

2-74

PORCIENTO DE LA CORRIENTE NOMINAL

INDICADA EN LA PLACA Régimen de trabajo de diseño del motor

CLASIFICACION DEL TRABAJO 5 minutos

10 minutos

30 y 60 minutos

Servicio continuo

De corto tiempo: Accionamiento de válvulas, ascenso y descenso de rodillos

110

120

150

Servicio intermitente: Ascensores y montacargas, máquinas-herramientas, bombas, puentes levadizos, mesas giratorias, etc., para soldadoras de arco, ver sección 630-21 (NOM-001)

85

85

90

140 Servicio Periódico: Rodillos, equipos para manejo de minerales y carbón, etc.

85

90

95

140 Trabajo variable 110 120 150 200 TABLA 2.7.14 PORCENTAJES PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTORES ALIMENTADORES A MOTORES QUE NO OPEREN ENSERVICIO CONTINUO

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

CALIBRE RESISTENCIA A LA CORRIENTE ALTERNA

CONDUCTOR DE COBRE AWG/kCM 25oC

Ω/km 75oC Ω/km

90oC Ω/km

8 2.14 2.56 2.69 6 1.35 1.62 1.70 4 0.848 1.02 1.07 2 0.533 0.638 0.670

1/0 0.336 0.402 0.422 2/0 0.266 0.320 0.335 3/0 0.212 0.254 0.266 4/0 0.168 0.201 0.211 250 0.143 0.171 0.179 350 0.103 0.122 0.128 500 0.0725 0.0862 0.108 750 0.0497 0.0586 0.0613 1000 0.0387 0.0452 0.0556

TABLA 2.7.15 VALORES DE RESISTENCIA EN C.A. DE CONDUCTORES DE Cu.

.

2-75

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE) CONSTRUCCIÓN DEL CONDUCTOR RMG

Alambre sólido 0.779r Cable de un sólo material

7 hilos 0.726r 19 hilos 0.758r 37 hilos 0.768r 61 hilos 0.772r 91 hilos 0.774r 127 hilos 0.776r

r= Radio del conductor

TABLA 2.7.16 RADIO GEOMÉTRICO DE CONDUCTORES USUALES

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

CONDUCTOR CONCÉNTRICO NORMAL ÁREA DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL DEL

CONDUCTOR

Número de

Diámetro exterior nominal

Resistencia eléctrica nominal

c.d. AWG KCM mm2 Alambres mm ohm/km 20 ºc

14 2.082 7 1.85 8.45 12 3.307 7 2.33 5.32 10 5.260 7 2.93 3.34 8 8.367 7 3.70 2.10 6 13.30 7 4.67 1.32 4 21.15 7 5.88 0.832 2 33.62 7 7.42 0.523

1/0 53.48 19 9.473 0.329 2/0 67.43 19 10.63 0.261 3/0 85.01 19 11.94 0.207 4/0 107.20 19 13.40 0.164 250 126.70 37 14.62 0.139 300 152.00 37 16.01 0.116 400 202.70 37 18.49 0.0868 500 253.40 37 20.67 0.0694 750 380.00 61 25.34 0.0463

1000 506.70 61 29.27 0.0347

TABLA 2.7.17 CARACTERÍSTICAS DE CONDUCTORES CONCÉNTRICOS NORMALES

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

2-76

S

r

L = 2 X 10 iN m-4 S

RMGL = 2 X 10 iN -4 DMG

RMG

A

B

CEl valor medio de la inductancia total del sistema es:

Donde DMG es la distancia media geométrica y queda definida como:

DMG = 3 SAB x SBC x SCA

S BC

S A

B

S CA

SAB = SBC = SCA

Formación triangular

Formación triangular equidistante

L = LA = LB = LC

S

S

S

S

RMGL = 2 x 10 In

-4

L = 2 X 10 iN m-4 DMG

RMGS S

A B C El valor medio de la inductancia total es:

Donde DMG = 3 2 x S

TABLA 2.7.18 FÓRMULAS DE CÁLCULO DE INDUCTANCIA TOTAL (H/km)

2-77

TEMPERATURA TEMPERATURA MÁXIMA PERMISIBLE EN EL AISLAMIENTOoC AMBIENTE oC 60 75 85 90

31 -40 0.82 0.88 0.90 0.91 41 - 45 0.71 0.82 0.85 0.87 46 - 50 0.58 0.75 0.80 0.82 51 - 55 0.41 0.67 0.74 0.76 56 - 60 -- 0.58 0.67 0.71 61 - 70 -- 0.35 0.52 0.58 71 - 80 -- -- 0.30 0.41

TABLA 2.7.19 FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

NÚMERO DE CONDUCTORES QUE LLEVAN CORRIENTE

FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPAMIENTO

4 a 6 0.80 7 a 9 0.70

10 a 20 0.50 21 a 30 0.45 31 a 40 0.40 41 y más 0.35

TABLA 2.7.20 FACTORES DE CORRECCIÓN PARA MÁS DE TRES

CONDUCTORES EN CANALIZACIÓN)

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

2-78

Ta= 30oC TEMPERATURA

MÁXIMA DE OPERACIÓN

60oC

75oC

90oC

TIPOS

TW*, UF*

THW*, THWN*, XHHW*, THHW*,

RHW

RHH*, THHW*, THHN*, XHHW

AWG kCM EN TUBERÍA

AL AIRE EN TUBERÍA

AL AIRE EN TUBERÍA

AL AIRE

18 -- -- -- -- 14 18 16 -- -- -- -- 18 24 14 20* 25* 20* 30* 25* 35* 12 25* 30* 25* 35* 30* 40* 10 30 40 35* 50* 40* 55* 8 40 60 50 70 55 80 6 55 80 65 95 75 105 4 70 105 85 125 95 140 2 95 140 115 170 130 190

1/0 125 195 150 230 170 260 2/0 145 225 175 265 195 300 3/0 165 260 200 310 225 350 4/0 195 300 230 360 260 405 250 215 340 255 405 290 455 300 240 375 285 445 320 505 350 260 420 310 505 350 570 400 280 455 335 545 380 615 500 320 515 380 620 430 700 600 355 575 420 690 475 780 750 400 655 475 785 535 885

1000 455 780 545 935 615 1055 * La protección para sobrecorriente para conductores de cobre marcados con un asterisco*, no debe exceder de: 15A para 2.082 mm2 (14), 20 A para 3.307 mm2 (12) y 30 A para 5.260 mm2 (10) para conductores de cobre. 15 A para 3.307 mm2 (12), y 25 A para 5.260 mm2 (10) para conductores de aluminio o aluminio recubierto de cobre, después de que se han ampliado los factores de corrección por temperatura ambiente y agrupamiento de conductores.

TABLA 2.7.21 CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE PERMISIBLE EN CONDUCTORES DE COBRE AISLADOS

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

2-79

TEMPERATURAS MÁXIMAS DE OPERACIÓN 60oC 75oC 90oC 60oC 75oC 90oC TIPOS TIPOS SA,SIS,FEP* SA,SIS FEPB*,RHH* RHH*, TIPOS RHW-2,THW-2 TIPOS RHW-2 RHW*,THW* THHW*

THHW*-LS, TT RHW*,

THW* THW-2, THHW*

Área de la sección

THHW*, THW-LS

THWN-2, THHN**

THHW*, THW-LS

THHW-LS

THWN-2, transversal TIPOS THHW-LS USE-2, TIPOS THHW-LS THHN*

mm2 (AWG-kCM)

TW* UF*

THWN*, XHHW*

XHHW* XHHW-2

TW* UF*

THWN*, XHHW*

USE-2, XHHW* XHHW-2

C O B R E ALUMINIO O ALUMINIO RECUBIERTO DE COBRE

0.823 (18) ------- ------ 18 --- --- --- 1.307 (16) ------- ------- 24 --- --- --- 2.082 (14) 25* 30* 35* --- --- --- 3.307 (12) 30* 35* 40* 25* 30* 35* 5.260 (10) 40* 50* 55* 35* 40* 40* 8.367 (8) 60 70 80 45 55 60 13.30 (6) 80 95 105 60 75 80 21.15 (4) 105 125 140 80 100 110 33.62 (2) 140 170 190 110 135 150 42.41 (1) 165 195 220 130 155 175 53.48 (1/0) 195 230 260 150 180 205 67.43 (2/0) 225 265 300 175 210 235 85.01 (3/0) 260 310 350 200 240 275 107.2 (4/0) 300 360 405 235 280 315 126.7 (250) 340 405 455 265 315 355 152.0 (300) 375 445 505 290 350 395 177.3 (350) 420 505 570 330 395 445 202.7 (400) 455 545 615 335 425 480 253.4 (500) 515 620 700 405 485 545 304.0 (600) 575 690 780 455 540 615 380.0 (750) 655 785 885 515 620 700 506.7 (1000) 780 935 1055 625 750 845

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.21

2-80

DIÁMETRO NOMINAL DEL TUBO

mm

TIPO (AWG/kCM) 13 19 25 32 38 51 63 76 89 102 127 152

THW 14 9 15 25 44 60 99 142 THW-LS 12 7 12 19 35 47 78 111 171 THHW 10 5 9 15 26 36 60 85 131 176 XHHW 8 2 4 7 12 17 28 40 62 84 108

14 6 10 16 29 40 65 93 143 192 RHW 12 4 8 13 24 32 53 76 117 157 RHH 10 4 6 11 19 26 43 61 95 127 163

8 1 3 5 10 13 22 32 49 66 85 133 THW 6 1 2 4 7 10 16 23 36 48 62 97 141

4 1 1 3 5 7 12 17 27 36 47 73 106 THW-LS 2 1 1 2 4 5 9 13 20 27 34 54 78

1/0 1 1 2 3 5 8 12 16 21 33 49 THHW 2/0 1 1 1 3 5 7 10 14 18 29 41

3/0 1 1 1 2 4 6 9 12 15 24 35 RHW Y 4/0 1 1 1 3 5 7 10 13 20 29

250 1 1 2 4 6 8 10 16 23 RHH 300 1 1 2 3 5 7 9 14 20 (sin 350 1 1 3 4 6 8 12 18

cubierta) 400 1 1 2 4 5 7 11 16 500 1 1 1 3 4 6 9 14 750 1 1 1 2 3 4 6 9 14 13 24 39 69 94 154

THWN 12 10 18 29 51 70 114 164 10 6 11 18 32 44 73 104 160

THHN 8 3 5 9 16 22 36 51 79 106 136 6 1 4 6 11 15 26 37 57 76 98 154

FEP 4 1 2 4 7 9 16 22 35 47 60 94 137 (14 a 2) 2 1 1 3 5 7 11 16 25 33 43 67 97

Nota: Esta tabla es sólo para conductores con cableado concéntrico normal

TABLA 2.7.22 NÚMERO MÁXIMO DE CONDUCTORES EN TUBO CONDUIT O TUBERÍA

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

2-81

DIÁMETRO NOMINAL DEL TUBO

mm

TIPO (AWG/kCM) 13 19 25 32 38 51 63 76 89 102 127 152

1/0 1 1 3 4 7 10 15 21 27 42 61 FPB 2/0 1 1 2 3 6 8 13 17 22 35 51

(14 a 8) 3/0 1 1 1 3 5 7 11 14 18 29 42 4/0 1 1 1 2 4 6 9 12 15 24 35 250 1 1 1 3 4 7 10 12 20 28 300 1 1 1 3 4 6 8 11 17 24

XHHW 400 1 1 1 3 5 6 8 13 19 (4 a 500) 500 1 1 1 2 4 5 7 11 16

750 1 1 1 2 3 4 7 11 6 1 3 5 9 13 21 30 47 63 81 128 185

XHHW 750 1 1 1 2 3 4 7 10 14 3 6 10 18 25 41 58 90 121 155 12 3 5 9 15 21 35 50 77 103 132 10 2 4 7 13 18 29 41 64 86 110 8 1 2 4 7 9 16 22 35 47 60 94 137

RHW y 6 1 1 2 5 6 11 15 24 32 41 64 93 4 1 1 1 3 5 8 12 18 24 31 50 72 2 1 1 3 4 6 9 14 19 24 38 56 1/0 1 1 1 2 4 6 9 12 16 25 37 2/0 1 1 1 3 5 8 11 14 22 32

RHH 3/0 1 1 1 3 4 7 9 12 19 28 4/0 1 1 1 2 4 6 8 10 16 24

(con 250 1 1 1 3 5 6 8 13 19 cubierta 300 1 1 1 3 4 5 7 11 17 exterior) 400 1 1 1 1 3 4 6 9 14

500 1 1 1 1 3 4 5 8 11 750 1 1 1 3 3 5 8

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.22

2-82

PLENA CARGA

C.P.

SÍNCRONAS

RPM

PLENA CARGA RPM.

ARMAZÓN

EFICIENCIA

FACTOR DE

POTENCIA ½ 900 850 143T 62.5 56.0 ¾ 1,200 1,140 143T 72.5 63.5 900 850 145T 66.5 55.0 1 1,800 1,735 143T 77.0 70.5 1,200 1,140 145T 74.0 66.0 900 870 182T 70.0 54.0

1 ½ 3,600 3,475 143T 76.0 84.0 1,800 1,715 145T 79.0 77.5 1,200 1,160 182T 76.5 68.5 900 865 213T 75.0 57.5 2 3,600 3,495 145T 79.0 85.5 1,800 1,725 145T 81.0 75.0 1,200 1,155 184T 78.5 67.5 900 865 213T 77.0 56.5 3 3,600 3,745 145T 80.0 85.5 1,800 1,745 182T 81.0 79.0 1,200 1,160 213T 81.0 64.5 900 865 215T 78.0 55.5 5 3,600 3,510 182T 84.0 84.5 1,800 1,745 184T 83.5 79.5 1,200 1,150 215T 83.0 69.5 900 860 254T 80.0 67

7 ½ 3,600 3,510 184T 85.0 86.5 1,800 1,755 213T 84.0 76.5 1,200 1,155 254T 83.0 75.5 900 860 256T 81.5 73.5

10 3,600 3,520 213T 84.0 85.5 1,800 1,750 215T 85.5 80.5 1,200 1,155 256T 84.0 76.0 900 865 284T 82.0 71.5

15 3,600 3,520 215T 86.0 87.0 1,800 1,750 254T 89.5 81.0 1,200 1,165 284T 85.0 78.5 900 865 286T

20 3,600 3,530 254T 88.0 87.0 1,800 1,750 256T 90.0 83.0 1,200 1,165 286T 86.0 79.0 900 870 324T 87.0 75.0

TABLA 2.7.23 CARACTERÍSTICAS DE MOTORES NEMA 440 V, 3F, 60 Hz

2-83

(REFERENCIA: MAINTENANCE HANDBOOK SMEATON)

PLENA CARGA

C.P.

SíNCRONAS RPM

PLENA CARGA

RPM

ARMAZÓN

EFICIENCIA

FACTOR DEPOTENCIA

25 3,600 3,530 256T 88.0 87.0 1,800 1,750 284T 88.5 82.5 1,200 1,165 324T 88.5 78.0 900 875 326T 87.0 75.0

30 3,600 3,530 284TS 87.5 87.5 1,800 1,750 286T 89.0 82.0 1,200 1,165 326T 88.5 78.0 900 875 364T 87.5 75.0

40 3,600 3,530 286TS 88.0 90.0 1,800 1,750 324T 90.0 80.0 1,200 1,170 364T 89.0 81.0 900 875 365T 87.5 75.0

50 3,600 3,545 324TS 89.0 87.5 1,800 1,760 326T 91.5 80.0 1,200 1,170 365T 89.5 82.0 900 875 404T

60 3,600 3,545 326TS 89.5 88.5 1,800 1,1770 364T 90.5 82.5 1,200 1,175 404T 90.5 79.5 900 875 405T 89.0 73.0

75 3,600 3,555 364TS 90.5 90.0 1,800 1,770 365T 91.0 86.0 1,200 1,175 405T 91.0 82.0 900 880 444T 90.0 81

100 3,600 3,550 365TS 91.0 90.5 1,800 1,1775 404T 91.5 82.0 1,200 1,175 444T 91.5 85.5 900 880 445T 92.0 82

125 3,600 3,560 404TS 90.5 87.5 1,800 1,780 405T 92.0 84.5 1,200 1,175 445T 91.5 85.0

150 3,600 3,560 405TS 91.5 89.0 1,800 1,770 444TS 92.0 88.5

200 3,600 3,560 444TS 91.5 89.0 1,800 1,770 445TS 93.5 86.5

250 3,600 3,560 445TS 92.5 91.0

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.23

2-84

POTENCIA CORRIENTE NOMINAL

NOMINAL C.P. 127 V 220 V 1 / 6 4.0 2.3 1 / 4 5.3 3.0 1 / 3 6.5 3.8 1 / 2 8.9 5.1 3 / 4 11.5 7.2

1 14.0 8.4

TABLA 2.7.24 CORRIENTE A PLENA CARGA EN AMPERES, DE MOTORES MONOFÁSICOS DE CORRIENTE ALTERNA

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

POTENCIA CORRIENTE NOMINAL (AMPERES) NOMINAL 220 V 440 V 2400 V

1 / 2 2.1 1.0 3 / 4 2.9 1.5

1 3.8 1.9 1 ½ 5.4 2.7 2 7.1 3.6 3 10.0 5.0 5 15.9 7.9

7.5 23.0 11.0 10 29.0 15.0 15 44.0 22.0 20 56.0 28.0 25 71.0 36.0 30 84.0 42.0 40 109.0 54.0 50 136.0 68.0 60 161.0 80.0 15.0 75 201.0 100.0 19.0 100 259.0 130.0 25.0 125 326.0 163.0 30.0 150 376.0 188.0 35.0 200 520.0 251.0 47.0

TABLA 2.7.25 CORRIENTE A PLENA CARGA, DE MOTORES TRIFÁSICOS DE

CORRIENTE ALTERNA

(REFERENCIA:NOM-001-SEMP-1994)

2-85

MÉTODO DE ARRANQUE DATOS REFERIDOS A LOS VALORES A TENSIÓN PLENA

Descripción Voltaje en las terminales del

motor

Torque al arranque

Corriente de línea (corriente

al arranque)

Arranque a tensión plena 100 100 100

Autotransformador: 80% tap. 80 64 67 65% tap. 65 42 45 50% tap. 0.50 0.25 28

Resistencia 80 64 80

Reactor: 50% tap 50 25 50 45% tap. 45 20 45

37.5% tap. 37.5 14 37.5

Devanado bipartido: 75%. 100 75 75 50% 10 50 50

Tensión ajustable mediante control de ángulo de disparo de

tiristores Es posible variar los valores de salida para lograr los pares de arranque necesarios sin cambios

Convertidor de frecuencia tensión ajustable

bruscos y limitando las corrientes de arranque dentro de lo posible

TABLA 2.7.26 COMPARACIÓN DE MÉTODOS DE ARRANQUE DE MOTORES

(REFERENCIA: IEEE STD-141-1993 RECOMMEND PRACTICE FOR ELECTRIC

POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS)

2-86

MÉTODO DE ARRANQUE VENTAJAS DESVENTAJAS Autotransformador 1. Proporciona mayor par por

ampere de corriente de línea 2. Las derivaciones en el autotransformador permiten ajustes en el arranque

3. Conviene para períodos largos de arranque

4. Arranque con transición cerrada

5. Durante el arranque, la corriente del motor es mayor quela corriente de línea

1. En potencias pequeñas su aplicación es más cara 2. Bajo factor de potencia

Resistencia primaria o reactor

1. Aceleración suave, la tensión del motor se incrementa con la velocidad 2. Alto factor de potencia duante el arranque 3. Arranque con transición cerrada 4. En potencias pequeñas su aplicación es menos cara que con autotransformadores 5. Posibilidad de tener hasta 7 puntos de aceleración

1. Eficiencia del par: baJa 2. La resistencia libera calor 3. Arranque en exceso de 5 segundos requiere resistencias muy costosas 4.El ajuste de la tensión de arranque es difícil para llenar condiciones variables

Devanada bipartido 1. Es más económico de los otros listados

2. Arranque con transición cerrada

3.La mayoría de los motores con tensión dual pueden ser arrancados con devanado bipartido en la menor de las dos tensiones

1. No conveniente para cargas con alta inercia, que requieran arranques muy prolongados 2. Requieren un diseño especial del motor para tensiones mayores que 220 volts

A tensión plena 1. Costo moderado menor que el de resistencia primaria o autotransformador

2.Conveniente para cargas con alta inercia que requiera arranques muy prolongados

3. Eficiencia del par: alta

1. Requiere diseño especial del motor 2. Par de arranque bajo

TABLA 2.7.27 COMPARATIVA DE LOS MÉTODOS DE ARRANQUE

2-87

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

3 CABLES DE 600 V, UNIPOLARES EN UN DUCTO MAGNÉTICO

3 CABLES DE 600 V, UNIPOLARES EN UN DUCTO MAGNÉTICO

Calibre AWG ó KCM

Z ohm m

θ (grados)

Calibre AWG ó KCM

Z ohm m

θ (grados)

8 .00267 4.92 8 .00267 4.02 6 .00169 7.99 6 .00168 6.2 4 .001073 10.99 4 .001067 9 2 .00069 15.87 2 .000679 12.62

1/0 .000456 22.95 1/0 .00044 18.6 2/0 .000377 27.51 2/0 .000361 23.34 3/0 .000314 32.83 3/0 .000286 28.42 4/0 .000266 37.8 4/0 .000245 32.19 250 .000243 41.93 250 .00022 36.15 300 .000222 46.73 300 .000197 41.16 350 .000202 52.22 350 .000176 46.64 400 .000199 54.02 400 .000171 48.88 500 .000181 57.75 500 .000152 53.5

TABLA 2.7.28 IMPEDANCIA POR METRO Y ÁNGULO PARA CONDUCTORES DE

BAJA TENSIÓN

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-88

POTENCIA CORRIENTE LETRA DE kW C.P. (AMPERES) DISEÑO

0.187 1/4 15 B, D 0.249 1/2 17 B, D 0.373 ½ 21 B,D 0.56 ¾ 26 B,D 0.746 1 31 B,D 1.119 1 ½ 42 B,D 1.492 2 52 B,D 2.238 3 67 B,C,D 3.73 5 96 B,C,D 5.6 7 ½ 133 B,C,D

7.46 10 169 B,C,D 11.19 15 242 B,C,D 14.92 20 303 B,C,D 18.65 25 382 B,C,D 22.38 30 455 B,C,D 29.84 40 606 B,C,D 37.3 50 758 B,C,D 44.76 60 909 B,C,D 55.95 75 1134 B,C,D 74.6 100 1516 B,C,D 93.25 125 1897 B,C,D 111.9 150 2269 B,C,D 149.2 200 3032 B,C 186.5 250 3316 B 223.8 300 4600 B 261.1 350 5332 B 298.4 400 6064 B 335.7 450 6796 B 373 500 7579 B

TABLA 2.7.29 VALORES MÁXIMOS DE CORRIENTE DE ARRANQUE EN

AMPERES DE MOTORES TRIFÁSICOS, DE INDUCCIÓN, JAULA DE ARDILLA DE 220 VOLTS NOMINALES

(REFERENCIA: NMX-J-75-1985)

2-89

CARGA DEL

MOTOR VOLTAJE

NORMAL (Vn) 110% DE Vn 90% DE Vn

100% Sin cambios 3 Puntos abajo 1 Punto arriba 75% Sin cambios 4 Puntos abajo 2 Puntos arriba 50% Sin cambios 5 Puntos abajo 4 Puntos arriba

TABLA No. 2.7.30 EFECTO DE LAS VARIACIONES DEL VOLTAJE SOBRE EL FP

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

CAPACIDAD FACTOR DE POTENCIA

kW 100% 75% 50% 0.37 0.79 0.66 0.51 0.55 0.81 0.71 0.55 0.75 0.82 0.72 0.71 1.1 0.84 0.77 0.69 1.5 0.84 0.79 0.7 2.2 0.87 0.82 0.73 3 0.81 0.84 0.65

3.7 0.84 0.79 0.81 4.5 0.9 0.88 0.81 5.5 0.88 0.86 0.79 7.5 0.88 0.85 0.81 9 0.88 0.84 0.77 11 0.87 0.85 0.68 15 0.89 0.75 0.76

18.5 0.92 0.85 0.8 22 0.91 0.86 0.89 30 0.91 0.89 0.85 37 0.91 0.9 0.84 45 0.91 0.9 0.86 55 0.92 0.91 0.9 75 0.91 0.91 0.87 90 0.91 0.88 0.85 110 0.92 0.9 0.86 150 0.9 0.9 0.81 185 0.91 0.88 0.88 220 0.91 0.9 0.86 225 0.92 9.88 0.89 295 0.92 0.92 0.9

TABLA 2.7.31 EFECTOS DE LAS VARIACIONES DEL VOLTAJE SOBRE EL FP EN

MOTORES DE 2 POLOS=3600rpm, 440 V, 60 Hz

2-90

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

CAPACIDAD FACTOR DE POTENCIA kW 100% 75% 50%

0.37 0.73 0.6 0.55 0.55 0.74 0.65 0.54 0.75 0.67 0.56 0.47 1.1 0.74 0.64 0.53 1.5 0.74 0.64 0.5 2.2 0.71 0.72 0.56 3 0.83 0.76 0.64

3.7 0.79 0.73 0.63 4.5 0.85 0.79 0.68 5.5 0.82 0.75 0.62 7.5 0.85 0.8 0.68 9 0.85 0.8 0.7

11 0.91 0.87 0.88 15 0.86 0.83 0.73

18.5 0.84 0.79 0.67 22 0.87 0.84 0.76 30 0.87 0.84 0.75 37 0.88 0.85 0.79 45 0.89 0.88 0.83 55 0.85 0.87 0.84 75 0.88 0.87 0.83 90 0.88 0.85 0.75 110 0.89 0.85 0.8 150 0.87 0.84 0.82 185 0.89 0.85 0.83 220 0.89 0.87 0.83 225 0.9 0.89 0.87 295 0.91 0.89 0.88

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.31 EFECTOS DE LAS VARIACIONES DEL VOLTAJE

SOBRE EL FP EN MOTORES DE 4 POLOS=1800 rpm, 440 V, 60 Hz

2-91

CAPACIDAD FACTOR DE POTENCIA kW 100% 75% 50%

0.37 0.64 0.55 0.42 0.55 0.75 0.65 0.52 0.75 0.66 0.6 0.51 1.1 0.76 0.68 0.56 1.5 0.71 0.64 0.5 2.2 0.68 0.58 0.45 3 0.71 0.65 0.52

3.7 0.79 0.76 0.67 4.5 0.78 0.71 0.63 5.5 0.82 0.74 0.67 7.5 0.8 0.76 0.66 9 0.76 0.71 0.59

11 0.75 0.67 0.54 15 0.79 0.73 0.66

18.5 0.84 0.8 0.68 22 0.8 0.74 0.67 30 0.8 0.74 0.62 37 0.81 0.78 0.68 45 0.84 0.72 0.64 55 0.89 0.88 0.82 75 0.84 0.83 0.77 90 0.81 0.8 0.71 110 0.89 0.85 0.77 150 0.86 0.82 0.77 185 0.87 0.85 0.74 220 0.84 0.84 0.77 225 0.85 0.84 0.08 295 0.85 0.84 0.82

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.31 EFECTOS DE LAS VARIACIONES DEL VOLTAJE

SOBRE EL FP EN MOTORES DE 6 POLOS=1200 rpm, 440 V,60 Hz

2-92

CAPACIDAD FACTOR DE POTENCIA kW 100% 75% 50%

0.37 0.58 0.5 0.42 0.55 0.55 0.48 0.42 0.75 0.59 0.5 0.41 1.1 0.66 0.55 0.44 1.5 0.57 0.48 0.4 2.2 0.68 0.57 0.46 3 0.6 0.52 0.41

3.7 0.62 0.56 0.45 4.5 0.65 0.55 0.43 5.5 0.6 0.52 0.4 7.5 0.67 0.57 0.44 9 0.72 0.65 053

11 0.7 0.64 0.5 15 0.75 0.67 0.56

18.5 0.74 0.72 0.6 22 0.76 0.74 0.63 30 0.79 0.76 0.71 37 0.8 0.73 0.67 45 0.76 0.71 0.66 55 0.82 0.78 0.71 75 0.8 0.75 0.68 90 0.8 0.77 0.73 110 0.82 0.82 0.73 150 0.84 0.82 0.74 185 0.84 0.83 0.75 220 0.84 0.83 0.79 255 0.83 0.82 0.75

CONTINUACIÓN TABLA 2.7.31 EFECTOS DE LAS VARIACIONES DEL VOLTAJE

SOBRE EL FP EN MOTORES DE 8 POLOS = 900 rpm, 440 V, 60 Hz

2-93

FACTOR DE POTENCIA CORREGIDO ( FP) FP

original

0.80

0.81

0.82

0.83

0.84

0.85

0.86

0.87

0.88

0.89 0.50 0.982 1.008 1.34 1.060 1.066 1.112 1.139 1.165 1.192 1.220 0.52 0.893 0.919 0.945 0.971 0.997 1.023 1.050 1.076 1.103 1.131 0.54 0.809 0.835 0.861 0.887 0.913 0.939 0.966 0.992 1.019 1.047 0.56 0.730 0.756 0.782 0.808 0.834 0.860 0.887 0.913 0.940 0.936 0.58 0.655 0.681 0.707 0.733 0.759 0.785 0.812 0.838 0.865 0.893 0.60 0.583 0.609 0.635 0.661 0.687 0.713 0.740 0.766 0.793 0.821 0.62 0.516 0.542 0.568 0.594 0.620 0.646 0.673 0.699 0.726 0.754 0.64 0.451 0.474 0.503 0.529 0.555 0.581 0.608 0.634 0.661 0.689 0.66 0.388 0.414 0.440 0.466 0.492 0.518 0.545 0.571 0.598 0.626 0.68 0.328 0.354 0.308 0.406 0.432 0.458 0.485 0.511 0.538 0.566 0.70 0.270 0.296 0.322 0.348 0.374 0.400 0.427 0.453 0.480 0.508 0.72 0.214 0.240 0.266 0.292 0.318 0.344 0.371 0.397 0.424 0.452 0.74 0.159 0.185 0.211 0.237 0.263 0.289 0.316 0.342 0.369 0.397 0.76 0.105 0.131 0.157 0.183 0.209 0.235 0.262 0.288 0.315 0.343 0.78 0.052 0.078 0.104 0.130 0.156 0.182 0.209 0.235 0.262 0.290 0.80 0.000 0.026 0.052 0.078 0.104 0.130 0.157 0.183 0.210 0.238 0.82 0.000 0.026 0.052 0.078 0.105 0.131 0.158 0.186 0.84 0.000 0.026 0.053 0.079 0.106 0.134 0.86 0.000 0.026 0.053 0.081 0.88 0.000 0.028 0.90 0.92 0.94 0.96 0.98

TABLA 2.7.32 TABLA DE kVAR PARA MEJORAR EL FACTOR DE POTENCIA

(REFERENCIA: IEEE-STD-141-1993)

2-94

FACTOR DE POTENCIA CORREGIDO ( FP)

FP original

0.90

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.0

0.50 1.248 1.276 1.306 1.337 1.369 1.403 1.440 1.481 1.529 1.589 1.732 0.52 1.159 1.187 1.217 1.248 1.280 1.314 1.351 1.392 1.440 1.500 1.643 0.54 1.075 1.103 1.113 1.164 1.196 1.230 1.267 1.308 1.356 1.416 1.559 0.56 0.996 1.024 1.054 1.085 1.117 1.151 1.188 1.229 1.277 1.337 1.480 0.58 0.921 0.949 0.979 1.010 1.042 1.076 1.113 1.154 1.201 1.262 1.405 0.60 0.849 0.877 0.907 0.938 0.970 1.004 1.041 1.082 1.130 1.190 1.333 0.62 0.782 0.810 0.840 0.871 0.903 0.937 0.974 1.015 1.063 1.123 1.266 0.64 0.717 0.745 0.775 0.806 0.838 0.872 0.909 0.950 0.998 1.068 1.201 0.66 0.654 0.682 0.712 0.743 0.775 0.809 0.846 0.887 0.935 0.995 1.138 0.68 0.594 0.622 0.652 0.683 0.715 0.749 0.786 0.827 0.875 0.935 1.078 0.70 0.536 0.564 0.594 0.625 0.657 0.691 0.728 0.769 0.817 0.877 1.020 0.72 0.480 0.508 0.538 0.569 0.601 0.635 0.672 0.713 0.761 0.761 0.964 0.74 0.425 0.453 0.483 0.514 0.546 0.580 0.617 0.658 0.706 0.706 0.909 0.76 0.371 0.399 0.429 0.460 0.492 0.526 0.563 0.604 0.652 0.712 0.855 0.78 0.318 0.346 0.376 0.407 0.439 0.473 0.510 0.551 0.599 0.659 0.802 0.80 0.226 0.294 0.324 0.355 0.387 0.421 0.458 0.499 0.547 0.609 0.750 0.82 0.214 0.242 0.272 0.303 0.335 0.369 0.406 0.447 0.495 0.555 0.698 0.84 0.162 0.190 0.220 0.251 0.283 0.317 0.354 0.395 0.443 0.503 0.646 0.86 0.109 0.137 0.167 0.198 0.230 0.264 0.301 0.342 0.390 0.450 0.59 0.88 0.056 0.084 0.114 0.145 0.177 0.211 0.248 0.289 0.337 0.397 0.540 0.90 0.000 0.028 0.058 0.089 0.121 0.155 0.192 0.233 0.281 0.341 0.484 0.92 0.000 0.031 0.063 0.097 0.134 0.175 0.223 0.283 0.426 0.94 0.000 0.034 0.071 0.12 0.160 0.220 0.363 0.96 0.000 0.041 0.089 0.149 0.292 0.98 0.000 0.060 0.203

CONTINUACIÓN DE TABLA 2.7.32

2-95

PROYECTO:____________________________ No. DE PROYECTO:_________________________ LUGAR:_____________________________________ PARTIDA P.:____________________________ FECHA:_________ CALCULÓ:_______ REV.:_________ CLAVES:_______ APROBÓ:________

I.- CONDICIONES DE OPERACIÓN AMBIENTE:______________________ TEMP. AMBIENTE PROMEDIO__________________ºC ALTITUD OPERACIÓN:___________ MSNM HUMEDAD RELATIVA:_________________ %

II.- CARACTERÍSTICAS GENERALES TIPO:_____________ SERVICIO:_______________ C ENFRIAMIENTO:____________________ FASES:__________________ CONST.:__________________ ARREGLO:______________________ kVNOM:______________ kV DISEÑO:________________ NBI:_________________ kVCRESTA AISL. CLASE____________ LOC. TERMINALES:_____________ GRADOS GEOMETRICOS MATERIAL DEVANADOS:____________________ SOBREELEV. TEMP.:__________________ ZAPATAS:___________________________________

III.- CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS REACTANCIA:_______________________/F CORRIENTE NOM:____________________A CAÍDA DE TENSIÓN:___________________V POTENCIA NOM.:_________________KVA MÁXIMA POT. TRANSFERIBLE:_______________________MVA OBSERVACIONES:_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________.

TABLA 2.7.33 ASPECTOS GENERALES PARA ESPECIFICACIÓN DE REACTORES

2-96

IMPEDANCIA (ohms)

VOLTAJE DEL SISTEMA

(kV)

CORRIENTE NOM (amperes)

0.10 2.4 100 0.0125 4.16 125 0.016 7.2 160 0.020 12.0 200 0.025 13.2 250 0.031 14.4 315 0.040 23.0 400 0.050 27.6 500 0.063 34.5 630 0.080 46.0 800 0.100 69.0 1000 0.125 115.0 1250 0.160 138.0 1600 0.200 161.0 2000 0.250 230.0 2500 0.315 3150 0.400 4000 0.500 5000 0.630 6300 0.800 8000

Notas:1.- Los valores de todas las columnas pueden interrelacionarse 2.- Para valores diferentes a los de esta tabla consultar al fabricante

TABLA 2.7.34 VALORES NORMALIZADOS PARA REACTORES

(REFERENCIA: ANSI C57-16)

2-97

TIPO DE CIRCUITO RANGO 1 Máquina síncronas conectadas directamente al

bus o a través de reactores

40-120 2 IDEM al anterior pero a través de transformadores

de 100 MVA y mayores

40-60 3 IDEM al anterior pero a través de transformadores

de 25 a100 MVA

30-50 4 IDEM al anterior pero a través de transformadores

de 100 MVA ó más dode el trasformador aporta el 90 % ó más de el total de la impedancia equivalente a el punto de falla

15-40 5 IDEM al anterior pero a través de transformadores

de 10 a 100 MVA

15-40 6 Máquinas sincronas remotas conectadas a través

de otros tipos de circuitos, como son trasformadores de 10 MVA ó menores, líneas de transmisión, fuentes de distribución etc

150 menos

TABLA 2.7.35 RANGOS DE LA RELACIÓN X/R PARA SISTEMAS

EQUIVALENTES EN INSTALACIONES TÍPICAS

(REFERENCIA: ANSI C37.10-1979)

2-98

2.8 FIGURAS

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

N

N

N

T

T

T

N T

N T

N T

3X

NEUTRO AISLADO

NEUTRO SÓLIDAMENTECONECTADO A TIERRA

NEUTRO CONECTADO ATIERRA A TRAVÉS DEREACTANCIA O RESISTENCIA

GENERADORES

CONEXIÓN A TIERRADEL NEUTRO

DIAGRAMA DE SECUENCIACERO

FIG. 2.8.1 DIAGRAMAS DE SECUENCIA CERO PARA GENERADORES

2-99

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

P

N N

S

S

N

P

N

S

P

N N

S

P

N

S

P

N

S

P

Xn

S

P

P S T

S

P S

P N S

P N S

P S

P N S

P S

3 Xn

P S

P T

o S

( TIERRA )

( TIERRA )

FIG. 2.8.2 DIAGRAMA DE SECUENCIA CERO PARA TRANSFORMADORES

2-100

100

80

60

50

4030

20

10

8

6

5

4

3

2

1

.8

.6

.3

.2

.110 8 6 4 2 1

1 CIC

LO -

0.01

67 S

EGUNDOS

2 CIC

LOS -

0.03

33 S

EGUNDOS

4 CIC

LOS -

0.06

67 S

EGUNDOS

8 CIC

LOS -

0.13

33 S

EGUNDOS

16 C

ICLO

S - 0.2

667 S

EGUNDOS

30 C

ICLO

S - 0.5

000 S

EGUNDOS

60 C

ICLO

S - 1.0

000 S

EGUNDOS

100 C

ICLO

S - 1.6

667 S

EGUNDOS

CO

RR

IEN

TE D

E C

OR

TO C

IRC

UIT

O -

MIL

ES D

E AM

PER

ES

CALIBRE DEL CONDUCTOR EN AWG/MCM

1/0 2/0 3/0 4/0 250 500 1000

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) y etileno-propileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula:

10297

234234

22

2At

TT

=

++

. log.

DONDE: 1=Corriente de corto circuito-amperes A=Área del conductor-circular mils t=Tiempo de corto circuito-segundos T

1=Temperatura máxima de operación-90 ºC

T2=Temperatura máxima de corto circuito -250ºC

FIG. 2.8.3 CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO PERMISIBLES PARA CABLES AISLADOS CON CONDUCTOR DE COBRE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-101

100

80

60

50

4030

20

10

8

654

3

2

1

.8.6

.3

.2

.1

1 CIC

LO -

0.01

67 S

EGUNDOS

2 CIC

LOS -

0.03

33 S

EGUNDOS

4 CIC

LOS -

0.06

67 S

EGUNDOS

8 CIC

LOS -

0.13

33 S

EGUNDOS

16 C

ICLO

S - 0.2

667 S

EGUNDOS

30 C

ICLO

S - 0.5

000 S

EGUNDOS

60 C

ICLO

S - 1.0

000 S

EGUNDOS

100 C

ICLO

S - 1.6

667 S

EGUNDOS

CO

RR

IEN

TE D

E C

OR

TO C

IRC

UIT

O -

MIL

ES D

E AM

PER

ES

.5

CALIBRE DEL CONDUCTOR EN AWG/MCM

10 8 6 4 2 1/01 4/03/02/0 250 500 1000

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (KLP) Y etileno -propileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula:

10297

234234

22

2At

TT

=

++

. log.

DONDE: 1=Corriente de corto circuito-amperes A=Área del conductor-circular mils t=Tiempo de corto circuito-segundos T

1=Temperatura máxima de operación-90 ºC

T2=Temperatura máxma de corto circuito-150 ºC

FIG. 2.8.4 CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO PERMISIBLES PARA CABLES CON AISLAMIENTOS A 90ºC Y CONDUCTOR DE COBRE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-102

100

90

80

70

60

300450600

900

720

51 10 50 100 1,000500 5,000

Caballos de potencia (C.P.)

Factor

de

potencia

(%)

120

3,600 y 1,800 rpmi

FIG. 2.8.5 CURVAS CARACTERÍSTICAS PARA EL FACTOR DE POTENCIA DE

MOTORES DE INDUCCIÓN POLIFÁSICOS, PAR NORMAL Y BAJA CORRIENTE DE ARRANQUE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

60

70

80

5

100

90

1 10 50 100 1,000500 5,000

Caballos de potencia (C.P.)

Factor

de

potencia

%

3,600 rpmi

10,000

300

450

600720

9001,200

1,800

FIG. 2.8.6 CURVAS CARACTERÍSTICAS PARA EFICIENCIA DE MOTORES DE INDUCCIÓN POLIFÁSICA, PAR NORMAL Y BAJA CORRIENTE DE ARRANQUE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

2-103

C A R G A

c) Reactores para sincronizar generadores

C A R G A

a) Reactor de línea b) Reactores de alimentación

C A R G A

G G

G G G

FIGURA 2.8.7 ARREGLOS TÍPICOS DE REACTORES

2-104

2.9 BIBLIOGRAFIA Análisis y diseño de sistemas eléctricos (para plantas industriales) Irwin Lazar Editorial Limusa Fundamentos de instalaciones eléctricas de mediana y alta tensión. Gilberto Enrique Harper Editorial Limusa Manual eléctrico conelec Cuarta Edición, 1989 Manual técnico de cables de energía 1ra. sección cables y accesorios IEEE std-141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrial plants (red book) IEEE std-242-1986 Protection and coordination of iindustrial and comercial power systems (buff book) Catálogo Condumex de cables para construcción y baja tensión Manual técnico de cables de energía 4ta parte de sección cables y accesorios Memorias de los ciclos conferencias sobre instalaciones eléctricas de baja tensión, Condumex Catálogo de conductores Monterrey de cables de energía de 5 a 115 Kv Normas C.F.E. para conductores eléctricos NOM-001-SEMP-1994 relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica Corrección del factor de portencia por capacitores ABB Cat. BJ90-01JP Motor Application and Maintance Handbook Roger W. Smeaton Mc Graw-Hill Book Company

2-105

Industrial Systems Handbook Beeman Mc Graw-Hill Book Company Standard handbook for Electrical Engineers Fink and Carroll Mc Graw-Hill Book Company Starting of Large Motors-Methods and Economics Joseph Neveslsteen and Humberto Aragón IEEE Transactions on Industry Aplication Boletines Técnicos Groupe Schneider Requirements, terminology and test code for currentlimiting reactors ANSI C57.16-1971 Reactors IEC 239 Reactores limitadores de corriente Publicación industrias I.E.M, S.A. de C.V.

3-3

CAPÍTULO 3

CANALIZACIONES ELÉCTRICAS

3.1 INTRODUCCIÓN La finalidad de este capítulo es la de proporcionar los elementos necesarios para la selección de las canalizaciones eléctricas adecuadas y necesarias para una instalación eléctrica, conforme a las condiciones impuestas por el proyecto. 3.2 TIPOS DE CANALIZACIONES Existen diferentes tipos de canalizaciones, las cuales se clasifican dependiendo de su construcción y su instalación. 3.2.1 Por su construcción a) Tubo conduit metálico rígido Los tubos conduit metálicos pueden ser de aluminio, acero o aleaciones especiales, los tubos de acero a su vez se fabrican en los tipos pesado, semipesado y ligero, distinguiéndose uno de otro por el espesor de la pared. Los tubos rígidos (metálicos) del tipo pesado y semipesado (para espesores de tubería, ver normas NMX-B-208 y NMX-B-209) se pueden emplear en instalaciones visibles u ocultas, ya sea embebido en concreto o embutido en mampostería en cualquier tipo de edificios y bajo cualquier condición atmosférica. También se pueden usar directamente enterrados recubiertos externamente para satisfacer condiciones más severas. El tubo conduit metálico rígido ligero, (para espesores de tubería ver norma NMX-B-210) es permitido en instalaciones ocultas o visibles ya sea embebido en concreto o embutido en mampostería en lugares de ambiente seco no expuestos a humedad o ambiente corrosivo. No se recomienda en lugares que durante su instalación o después de ésta, esté expuesto a daño mecánico. También se debe usar directamente enterrado o en lugares húmedos o mojados, así como en lugares clasificados como peligrosos.

3-4

b) Charolas También conocidas como soportería para cables, se fabrican de acero galvanizado y aluminio, para lugares con un alto grado de corrosión se utiliza un material plástico, son fabricadas de tipo de canal ventilado y de escalera. En las charolas se pueden transportar cables de fuerza, alumbrado, control y señalización; en los locales en que se instale este sistema no deben contener materiales combustibles ni cantidades apreciables de polvos o sólidos suspendidos en el aire. c) Ductos Los ductos son otros medios de canalización de conductores eléctricos que se usan sólo en las instalaciones eléctricas visibles debido a que no se pueden montar embutidos en pared o dentro de losas de concreto, se fabrican de canales de lámina de acero de sección cuadrada o rectangular con tapas atornilladas y su aplicación se encuentra en instalaciones industriales y laboratorios. Las canalizaciones metálicas deben ir puestas a tierra (artículo 250-33 de la NOM-001-SEMP-1994). 3.2.2 Por su instalación Las canalizaciones se clasifican en: Visibles Las instalaciones visibles son aquellas que se encuentran expuestas a las condiciones que imperan en el medio ambiente. Se pueden utilizar para estas instalaciones, el tubo conduit metálico pesado, semipesado, ligero (éste último no puede ser usado en lugares húmedos o donde pueda sufrir daño), las charolas y los ductos. Subterráneas Las instalaciones subterráneas son las que por la necesidad del proyecto deben ir bajo tierra, utilizando para ésto tubo conduit metálico pesado y semipesado que pueden ir en banco de tuberías construido de concreto.

3-5

3.3 FACTOR DE RELLENO 3.3.1 Tubería El área de la sección transversal interior de la tubería, que puede ser ocupada por los conductores debe ser igual o menor a la especificada en la norma relativa a instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica, indicados en la tabla 3.7.1 (ver pág. 11). 3.3.2 Charolas Cuando todos los cables son de sección transversal de 107.2 mm2 (4/0 AWG) y mayores, la suma de los diámetros de los cables no debe exceder del 90% del ancho de la charola y los cables deben instalarse en una sola capa. Ésto es cuando la charola es de tipo fondo sólido, cuando es del tipo escalera, la suma de los diámetros de los cables no debe exceder el ancho de la charola (artículo 318-9 de la NOM-001-SEMP-1994). Cuando se tenga cable de sección transversal menores de 107.2 mm2 (4/0 AWG) o combinaciones de cables de diferentes secciones transversales con cables de 107.2 mm2 (4/0 AWG), dependiendo del tipo se puede calcular conforme a la tabla 3.7.2 (ver pág. 11). 3.3.3 Ducto metálico La suma de las áreas de las secciones transversales de los conductores contenidos en cualquier sección transversal de un ducto, no debe ser mayor del 20% de la sección transversal de dicho ducto. Se puede contener en el ducto 30 conductores, como máximo siempre que la suma de las áreas no exceda el 20% del área transversal del ducto (artículo 362-5 de la NOM-001-SEMP-1994). 3.4 BANCO DE TUBERÍAS En instalación subterránea generalmente se utilizan bancos de tuberías para proteger a las tuberías de cualquier agente extraño. Generalmente, se componen de tubería conduit metálico tipo pesado, semipesado y tubo de PVC.

3-6

3.4.1 Número de tuberías Existen muchas variantes en los arreglos de bancos de ductos, siendo éstos de 20 y 12 tuberías como máximo utilizando diámetros de tubería desde el 19mm ∅ hasta 101mm ∅ como máximo. En los bancos de ductos, se debe dejar como mínimo el 30% de tubos futuros del mismo diámetro que los tubos de diámetro mayor utilizados en el banco. 3.4.2 Separación mínima entre tuberías La separación mínima entre tuberías en un banco de tuberías se muestra en la tabla 3.7.3 (ver pág. 12). 3.4.3 Soportería El tubo conduit debe asegurarse al menos cada 3 m, además de sujetarse como mínimo cada 91 cm de cada registro de salida, de empalme, dispositivo, gabinete, cajas de registro o cualquier otra derivación del tubo metálico. Se permite que esta sujeción se realice hasta 1.5 m, donde los elementos de la estructura no permitan que se efectúe a los 91 cm (artículo 346-12 de la NOM-001-SEMP-1994). En la construcción del banco de tuberías deben colocarse varillas verticales y horizontales que sirvan de soporte a las tuberías, amarrándolas a éstas con alambre para evitar que puedan moverse observar figura 3.7.1 (ver pág. 10). 3.4.4 Profundidad La tabla 3.7.4 (ver pág. 12) indica la profundidad mínima a la que deben instalarse los bancos de ductos, siempre que se cumplan los requisitos de instalación. Cuando se instalen cables para diferentes tensiones en un mismo banco de tuberías, los cables de mayor tensión deben estar a mayor profundidad. Las canalizaciones subterráneas no deben instalarse directamente abajo de cimentaciones de edificios o de tanques de almacenamiento. Cuando ésto no sea posible, la estructura del banco de ductos debe diseñarse para prevenir la aplicación de cargas perjudiciales sobre los cables (artículo 2302-2 de la NOM-001-SEMP-1994).

3-7

La separación mínima entre bancos de ductos y entre ellos y otras estructuras se indica en la tabla 3.7.5 (ver pág. 13). 3.5 REGISTROS ELÉCTRICOS La localización de los registros, pozos y bóvedas debe ser tal que su acceso desde el exterior, quede libre y sin interferir con otras instalaciones (artículo 2302-10 de la NOM-001-SEMP-1994). Las paredes interiores de los registros deben dejar un espacio libre cuando menos igual al que deja su tapa de acceso, y su altura debe ser tal que permita a una persona trabajar desde el exterior o parcialmente introducida en ellos (artículo 2302-12, de la NOM-001-SEMP-1994). No deben instalarse cables eléctricos y de comunicación dentro de un mismo registro, cuando ésto no sea posible cumplir se deben de tomar las debidas precauciones (artículo 2303-9 de la NOM-001-SEMP-1994). El número de registros necesarios depende de la trayectoria y longitud de los conductores que se instalen, la separación máxima entre registros no debe exceder de 60 m, esta separación podrá ser modificada de acuerdo a las necesidades del proyecto. Todos los conductores deben ser contínuos, sin empalmes dentro de las tuberías. 3.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN 3.6.1 Tubería La instalación deberá ser en tubería conduit metálica y llevar un conductor por tubería, por lo tanto según la norma NOM-001-SEMP-1994 éste deberá cubrir un área máxima de 53% del área de la tubería. El área del conductor es de 70mm2 y el diámetro del cable con aislamiento de 31.90 mm. El área del alimentador será (A(t)):

A(t) (31.9)

4 = 799.23 mm

22=

π

3-8

Se calculará el área de la tubería:

Α(Τ Β)U = 799.23 x 100

53 = 1507.98 mm2

Con el valor anterior obtendremos el diámetro de la tubería:

d TUB( ) = 4(1507.98)

= 43.81 mmπ

Por lo tanto el diámetro de la tubería será 50.8 mm (2") 3.6.2 Charolas Se instalarán 2 conductores de alimentación por fase, por lo tanto existirán 6 cables sobre la charola, siendo cada uno de un calibre de 350 MCM, el cual tiene un diámetro exterior de 42.6 mm. A continuación calcularemos el diámetro total de los 6 conductores:

sd = 42.6 mm x 6 = 255.6 mm Siendo 25.56 cm Aplicando el artículo 318-9 de la NOM-001-SEMP-1994 Se elegirá una charola de 30 cm de ancho como mínimo, ya se trate de fondo sólido ó de tipo escalera, justificando lo anterior con lo siguiente:

Ancho de charola

(tipo escalera) =

sd x 100

90 =

25.56 cm x 100

90 = 28.4 cm

El ancho de charola comercial más próximo es de 30 cm; ancho que satisface el valor de charola con fondo sólido (25.56 cm) y tipo escalera (28.4 cm) 3.6.3 Ductos Utilizaremos el problema anterior, pero ahora llevando los 6 conductores en ducto cuadrado, si el área de un conductor es de 1425 mm2 con todo el aislamiento, calcularemos el área total de los 6 conductores.

A = D4

= (42.6 mm)

4 =

(42.6 mm)4

= 1425 mm2 2 2

2π π π

3-9

A(t) = (1425 mm2) 6 = 8550mm2

Obtendremos ahora el área del ducto

A DUCTO( )

) =

(8550 mm x 10020

= 42750 mm2

2

A continuación obtendremos las medidas del ducto cuadrado

M = 42750 mm = 206 mm 203 mm (8" )(DUCTO)2 ≈

Por lo tanto utilizaremos un ducto de 203x203mm para los 6 conductores

3-10

3.7 TABLAS Y FIGURAS Acot. en mm DONDE: Dm =Diámetro mayor

1 =Concreto 2 =Varilla 3 =Tubería

FIG.3.7.1 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE UN BANCO DE TUBERÍAS

*La distancia horizontal (H) debe ser mayor que la distancia vertical (V)

V

100 50 Dm2

50 Dm3

100

Dm1

Dm1

3

H

100

50

Dm2

50

Dm3

100

2

1

3-11

Número de Conductores

1

2

más de 2

Todos los tipos de Conductores(%)

53

30

40

TABLA 3.7.1 PORCENTAJES DE RELLENO DE CONDUCTORES PARA TUBOS

METÁLICOS O TUBERÍAS DE P V C

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

OCUPACIÓN MÁXIMA PERMISIBLE EN cm2

TIPO ESCALERA O CANAL VENTILADO

CHAROLA DE FONDO SÓLIDO

Ancho

interior de la charola

cm

Área máxima cm2

Cálculo área máxima

cm2

Área máxima cm2

Cálculo área máxima

cm2

15 45 45-(1.2Sd) 35 35-(2.5Sd) 30 90 90-(1.2Sd) 70 70-(2.5Sd) 45 135 135-(1.2Sd) 106 106-(2.5Sd) 60 180 180-(1.2Sd) 142 142-(2.5Sd) 75 225 225-(1.2Sd) 177 177-(2.5Sd) 90 270 270-(1.2Sd) 213 213-(2.5Sd)

TABLA 3.7.2 OCUPACIÓN MÁXIMA PERMISIBLE PARA CABLES

MULTICONDUCTORES DE 0 A 2000 V EN CHAROLAS TIPO ESCALERA, CANAL VENTILADO O FONDO SÓLIDO

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

3-12

Diámetro Distancia

Tubo Diámetro nominal de la tubería del centro (mm) del tubo al

19 25 38 51 76 102 paño ext. ducto

19 100 100 100 100 120 120 100 25 100 100 100 100 120 120 100 38 100 100 100 100 120 150 100 51 100 100 100 100 120 150 100 76 120 120 120 120 150 160 120

102 120 120 150 150 160 180 150

TABLA 3.7.3 SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE TUBERÍAS CONDUIT EN mm

(REFERENCIA:NORMA PEMEX No. 2.225.01)

Localización Profundidad Mínima m

En lugares no transitados por vehículos

0.3

En lugares transitados por vehículos 0.5 Bajo carreteras 1.0 Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles pavimentadas

0.9

Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles o caminos no pavimentados

1.27

TABLA 3.7.4 PROFUNDIDAD MÍNIMA DE LOS DUCTOS O BANCO DE

TUBERÍAS

(REFERENCIA: ARTÍCULO 2302-3 DE LA NOM-001-SEMP-1994)

3-13

Medio separador Separación mínima Tierra compactada 0.30

Tabique 0.10 Concreto 0.05

TABLA 3.7.5 SEPARACIÓN ENTRE BANCOS DE DUCTOS CON RESPECTO A

OTRAS ESTRUCTURAS SUBTERRÁNEAS

(REFERENCIA: ARTÍCULO 2302-4 DE LA NOM-001-SEMP-1994)

3-14

3.8 BIBLIOGRAFÍA NORMAS NOM-001-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro

y uso de la energía eléctrica NORMA No.2.225.01 Canalizaciones eléctricas y telefónicas subterráneas”

(PEMEX)

NORMA.No.3.346.01 Construcción de canalizaciones eléctricas subterráneas (PEMEX)

Estándares de ingeniería IMP-No. A 0.500.00 Canalizaciones Subterráneas y aéreas hasta 600

volts Manual Técnico de Cables de Energía 1a. parte: Selección de Cables y Accesorios Condumex Manual de procedimientos de ingeniería de diseño PEMEX Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras Gerencia de Ingeniería de Proyecto 1990

4-4

CAPÍTULO 4

PROTECCIONES 4.1 INTRODUCCIÓN El objetivo de la protección y coordinación de un sistema eléctrico de potencia es: Prevenir daños al personal Minimizar el daño a los componentes del sistema Limitar la duración y propagación de la interrupción del servicio durante la falla de un equipo, error humano o condiciones naturales adversas que ocurran en alguna parte del sistema La prevención del perjuicio humano es el objetivo más importante de la protección del sistema eléctrico. Los dispositivos de interrupción deberán tener una capacidad interruptiva adecuada y las partes energizadas deberán estar lo suficientemente aisladas para que no expongan al personal a explosiones, fuego, arqueo o chocks. La seguridad tiene prioridad sobre la continuidad de servicio, daño al equipo o economía. Si se está minimizando el riesgo de daño al equipo o preservando la continuidad de servicio, el objetivo más importante depende de la filosofía de operación de la planta. En industrias donde el proceso no es tan crítico, se tiene en mente desenergizar el equipo fallado, en cuanto la falla es detectada. No debe ignorarse el costo de la protección del sistema, ya que de este dependerá en gran medida, el grado de protección del sistema. Se podrán agregar características de protección al sistema para mejorar su funcionamiento, confiabilidad y flexibilidad incrementando el costo inicial. Para lograr, en los sistemas eléctricos industriales de potencia, un compromiso equilibrado entre la protección y la coordinación, utilizaremos dispositivos de protección tales como: Fusibles de potencia limitadores de corriente en alta tensión Interruptores de potencia en vacío Interruptores de potencia en hexafloruro de azufre SF6 Interruptores electromagnéticos (interruptores de potencia en baja tensión) Interruptores termomagnéticos (interruptores en caja moldeada) Relevadores

4-5

En el diseño de la protección de los sistemas eléctricos de potencia, se debe minimizar los efectos de las anormalidades que ocurran en el sistema mismo o el equipo de utilización que alimenta, de tal forma que: a) Se aísle rápidamente la porción afectada del sistema, para que de esa manera se mantenga el servicio normal y se minimice el daño a la porción afectada. b) Disminuya la magnitud de la corriente de corto circuito y así minimizar el daño a los componentes y equipo de utilización del sistema. c) Se proporcionen circuitos alternos, para mejorar y garantizar la continuidad de servicio del sistema eléctrico. Las principales anormalidades contra las que se protege un sistema eléctrico, son los cortos circuitos y las sobrecargas. Las causas que originan los cortos circuitos son: Fallas de aislamiento Daño mecánico en el equipo de distribución de energía eléctrica Fallas en el equipo de utilización, como resultado de sobrecargas Los circuitos pueden llegar a ser sobrecargados simplemente conectando equipos de mayor capacidad a la del circuito o conectando al circuito, exceso de equipos. Las causas que provocan sobrecargas son: Arranques de motores muy frecuentes Períodos de aceleración demasiados largos Ventilación obstruida Los cortos circuitos pueden ocurrir; entre dos fases, entre tres fases o entre una o más fases y tierra con baja impedancia y/o alta impedancia. Para una descripción más amplia del corto circuito, consulte el capítulo No. 2 de este manual. 4.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE Para aislar los cortos circuitos y sobrecargas, se requiere de la aplicación de equipo de protección, que sensará el flujo de corrientes anormales y separará la porción afectada del sistema en operación. En algunos tipos de protección, el dispositivo sensor y el dispositivo interruptor son independientes e interconectados a través de alambrado de control. En otros tipos de protección, los dispositivos sensores e

4-6

interruptores están acoplados de tal forma que funcionan como un solo dispositivo. Los tipos de protección más utilizados en los sistemas eléctricos industriales de potencia, son: fusibles alta y baja tensión, interruptores alta y baja tensión, y relevadores. 4.2.1 Fusibles El fusible, es un dispositivo interruptor y sensor a la vez. Se conecta en serie con el circuito y responde a los efectos térmicos producidos por el flujo de corrientes a través de él. Su elemento fusible es diseñado para abrir a un tiempo determinado, dependiendo de la cantidad de corriente que fluye. Los fusibles limitadores de corriente, en el rango de 2.4 a 34.5 kV, son muy utilizados en sistemas industriales. Debido a la alta velocidad de respuesta a las corrientes de corto circuito, tienen la habilidad de cortar la corriente antes de que se alcance el valor máximo de corto circuito. Las figuras 4.8.1 y 4.8.2 (ver pág. 44 y 45) muestran las curvas características tiempo-corriente y la gráfica de corrientes de paso para fusibles limitadores de corriente. Los fusibles limitadores de corriente de alta tensión y alta capacidad interruptiva se utilizan principalmente, para la protección contra corto circuito de: Transformadores Motores (combinación arrancador-fusible) Para seleccionar el fusible como protección de transformadores o motores de alta tensión, es necesario consultar las curvas características de fusión, además de conocer los siguientes datos: Tensión de operación Corriente nominal Corriente máxima normal Para la protección del transformador, utilice adicionalmente la tabla 4.6.1 de selección de fusibles (ver pág. 28). 4.2.2 Interruptores Los interruptores en alta tensión, son dispositivos de interrupción únicamente y son utilizados en conjunto con relevadores, para cumplir con la función de detección de fallas. Esta combinación normalmente es

4-7

utilizada para proporcionar protección contra corrientes de corto circuito y sobrecargas en: Transformadores Motores Alimentadores Buses Los interruptores de potencia en vacío son utilizados en el rango de 2.4 a 34.5 kV, con altas capacidades interruptivas. (Para consulta de datos técnicos tales como: corriente nominal, capacidad de corto circuito máxima, voltaje de operación, nivel de aislamiento, ver el capítulo 3 de selección de equipo eléctrico). Para la protección con interruptores de bajo voltaje (menores de 1000 V.c.a. ó 600 V.c.d.), normalmente se utilizan: Interruptores termomagnéticos Interruptores electromagnéticos Los interruptores termomagnéticos son utilizados para protección de corrientes de corto circuito y corrientes de sobrecargas a través de la unidad magnética y unidad térmica respectivamente. Son adecuados para proteger: Motores (combinación arrancador-interruptor termomagnético) Circuitos derivados Alimentadores principales (donde la corriente no exceda de 800 A) Transformadores lado secundario, baja tensión La unidad magnética del interruptor es ajustable, mientras que la unidad térmica es fija. El interruptor puede contener cualquiera de sus unidades o ambas. La figura 4.7.2 (ver pág. 37) muestra características de un interruptor termomagnético, la tabla 4.6.2 "Capacidad interruptiva", (ver pág. 29) muestra los datos de fabricante para una familia de interruptores termomagnéticos. Para una aplicación particular consultar información del fabricante de interruptores termomagnéticos. Los interruptores electromagnéticos son dispositivos de protección de estado sólido. Son utilizados en la protección contra corrientes de corto circuito y sobrecargas, su uso es recomendable en: Alimentadores principales de centros de control de motores Lado de baja tensión de transformadores de distribución

4-8

Buses (protección de enlace) La flexibilidad de operación del interruptor electromagnético depende de los siguientes ajustes: ACRL Ajuste de corriente de retardo largo ATRL Ajuste en tiempo de retardo largo ACRC Ajuste de corriente de retardo corto ATRC Ajuste en tiempo de retardo corto ACI Ajuste de corriente instantánea ACyT Ajuste de corriente y tiempo de falla a tierra Los rangos de ajuste de un interruptor tipo DS, se muestran en las tablas del fabricante. La curva tiempo-corriente de los interruptores electromagnéticos son muy semejantes a las curvas tiempo corriente de los interruptores termomagnéticos y fusibles. Esto hace más práctica la coordinación de dispositivos de protección en cascada. En general los interruptores de bajo voltaje: a) Combinan los medios de desconexión y de detección de fallas en una sola unidad compacta. b) No tienen partes energizadas (vivas) expuestas. c) Son unidades que se pueden restaurar, después de aislar una falla, sin reemplazar ninguna de sus partes. d) Tienen rangos de alta capacidad de corto circuito. e) Proporcionan desconexión simultánea de las fases del circuito fallado. 4.2.3 Relevadores Los relevadores de protección más comúnmente usados son los relevadores de sobrecorriente instantáneos y con retardo de tiempo. Son utilizados como protección principal y de respaldo. Los relevadores instantáneos proporcionan altas velocidades de disparo, de 0.5 a 2 ciclos. Los relevadores de sobrecorriente instantáneos (50) de estado sólido proporcionan respuesta más rápida que los relevadores electromagnéticos. Los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (51) de estado

4-9

sólido, al igual que los relevadores electromagnéticos con retardo de tiempo (51), tienen dos ajustes: TAP de corriente pick-up TIME DIAL (palanca de tiempo) La corriente pick-up es determinada por una serie de TAP´s discretos para diversos rangos de corriente. Lo que permite el desplazamiento de la curva característica tiempo-corriente del relevador, hacia la izquierda o derecha sobre el eje de corriente. El ajuste del time dial permite el desplazamiento de la curva tiempo-corriente hacia arriba o hacia abajo sobre el eje de tiempo, es decir controla el tiempo necesario para que el relevador cierre sus contactos. El relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo (51) tiene la característica de tiempo inverso. Esto significa, que el relevador opera lentamente a valores pequeños de corriente, pero cuando la corriente se incrementa, el tiempo de operación decrece. El comportamiento de operación de tiempo inverso del revelador, se muestra en la figura 4.8.4 (ver pág. 47), la tabla 4.6.3 (ver pág. 30) muestra algunos valores típicos de TAP. Para una aplicación en particular, consulte información específica de fabricante de relevadores. Los relevadores más utilizados, en los sistemas eléctricos de potencia en plantas industriales y clasificados por ANSI son los siguientes:

27 Relevador de bajo voltaje

46 Relevador de corriente de balance de fases

47 Relevador de voltaje de secuencia de fases

49 Relevador térmico (sobrecarga térmica)

50 Relevador de sobrecorriente instantáneo

50G Relevador de sobrecorriente instantánea de falla a tierra

51 Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo

51G Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo de falla a tierra

63 Relevador de presión de fluido

67 Relevador direccional de sobrecorriente

4-10

86 Relevador auxiliar de bloqueo

87 Relevador de sobrecorriente diferencial

4.3 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS 4.3.1 Transformadores de corriente Un transformador de corriente (TC) transforma la corriente de línea en valores adecuados para relevadores de protección estándar. Los TC´s tienen dos devanados, designados como primario y secundario. El devanado primario es conectado en serie con el circuito que lleva la corriente de línea y el devanado secundario está conectado a los dispositivos de protección y de medición. El devanado secundario suministra una corriente en proporción directa y a una relación fija de la corriente del primario. El funcionamiento de los relevadores depende de la exactitud de transformación de los TC´s, no solo con corrientes nominales sino también con corrientes de falla. Cuando fluyen altas sobrecorrientes la exactitud del TC depende de la sección del núcleo y el número de vueltas en el devanado secundario. A mayor sección del núcleo se genera mayor flujo magnético, evitando la saturación del TC. Cuando el TC está operando en estado de saturación el error de relación se incrementa rápidamente. El Burden es la carga conectada a las terminales del secundario del TC y es expresada en Volt-Amperes (VA) y factor de potencia a un valor específico de corriente o como la impedancia total (Z) en ohms, con su componente resistiva y componente reactiva. ANSI/IEEE C57.13-1978 designa las clases de exactitud, con el uso de las letras C o T y un número de clasificación. "C" significa que el % de error de relación puede ser calculado y "T" significa que él ha sido determinado por prueba. El número de clasificación indica, el voltaje en las terminales del secundario que el TC entregará a un Burden de 20 veces la corriente normal del secundario, sin exceder el 10% de error de relación. Por ejemplo, un transformador con una clase de exactitud de C 200 significa que: a) El % de error de relación puede ser calculado. b) Este no excede al 10% en corrientes de 1 a 20 veces la corriente del secundario(5A) a un burden de 2 ohms.

4-11

200 = 20 IZ ; I

Z = =20020

200100

; Z = 2 Ω

En circuitos trifásicos los TC´s son conectados en; estrella, delta abierta y delta. La figura 4.7.1 (ver pág. 36) muestra conexiones típicas de los TC´s. El criterio para la selección de la relación de los transformadores de corriente, es el siguiente: a) La corriente en el primario deberá ser igual o mayor a la corriente del circuito donde está conectado el TC. b) Determine la corriente máxima que circulará en el secundario del TC. c) Determine el burden en las terminales de secundario del TC. d) Calcule la impedancia total y los Volt-Amperes del circuito, en el secundario del TC. e) Determine el voltaje, en las terminales del secundario del TC. f) Utilice las curvas voltaje-corriente de excitación, proporcionadas por el fabricante de los transformadores de corriente (TC), para la relación seleccionada y determine el porciento de error de relación. g) Si el porciento de error de relación (%e) es menor al 10% el transformador de corriente (TC) seleccionado, es adecuado para operar el burden requerido sin llegar a saturarse y por lo tanto, sin distorsionar el valor de corriente en las terminales del secundario. De otra manera disminuya el burden ó seleccione el valor inmediato superior de relación del TC y repita el procedimiento desde el paso (e). Con el propósito de ilustrar la selección de los transformadores de corriente (TC´s), resolveremos el siguiente ejemplo: Considere un transformador de corriente (TC), con un rango de relación de 600/5A, tipo bushing de multiple relación. El TC es conectado al circuito para una relación de 600/5 A. El burden en el secundario del TC, está compuesto de los siguientes dispositivos:

4-12

1) Un relevador de sobrecarga con rango de 4-12 A y un burden de 2.38 VA, factor de potencia 0.375 a 4 A, 146 VA a un factor de potencia de 0.61 a 40 A. 2) Un relevador de sobrecorriente instantáneo, con rango de 10-40 A, tiene un burden de 4.5 VA a 10 A tiene una potencia de 40 VA con un ajuste de 40 A a 0.20 de factor de potencia (FP). 3) Un watthorímetro con un burden de 0.77 W a 5 A y FP = 0.54 a 8 veces la corriente de 5 A, tiene un FP = 0.94. 4) Un ampérmetro con un burden de 1.04 VA a 5 A y FP = 0.95. 5) El conductor del 10 AWG, tiene una impedancia Z = 0.08 ohms, FP = 1.0. 6) El TC tiene una resistencia de 0.298 ohms a 25ºC. Para resolver el ejemplo, se pide que: a) Determine el burden total en las terminales del secundario del TC. b) Determine el voltaje necesario para el burden total. c) Determine la corriente de excitación en las terminales del secundario

del TC. d) Calcule el porciento de error de relación, % e. e) El transformador de corriente (TC) seleccionado, ¿es adecuado?, diga

porque. Solución a) Calculamos la impedancia total Z y los volt-amperes, de los dispositivos que integran el burden, como sigue: Si consideramos el mayor ajuste de corrriente de los dispositivos del burden, se observa que el mayor ajuste, es el del relevador instantáneo con 40 amperes, entonces: Para el relevador de sobrecarga se tiene 146 VA, 40 A, FP=0.61:

VA I Z Z =VA

I

146

(40) 0.091 2

2 2= ⇒ = = Ω

4-13

θ = arc cos (FP) = arc cos (0.61) = 52.4!

Z 0.091 52.4 0.0555 + J 0.0721 ∠θ = ∠ =! Ω Para el relevador de sobrecorriente instantáneo se tiene, 40 VA, 40 A, FP = 0.20

Z40

(40)0.025 2= = Ω

arc cos (θ = 0.20) = 78.5!

Z ∠θ = ∠ =0.025 78.5 0.005 + j 0.0245 Ω

Para el watthorimetro se tiene 0.77 W, 5A, FP = 0.54

VA =WFP

0.770.54

1.43 = =

Z = =1 .43

(5)0.0572

θ = arc cos ( 0.54) = 57.3!

Z 0.057 57.3 0.031 + j 0.048 ∠θ = ∠ =! Ω

A una corriente de 40 A, el factor de potencia es FP=0.94, entonces:

Z = = =R

FP

0.031

0.940.033 Ω

θ = arc cos (0.94) =19.95 !

Z ∠θ = ∠ =0.033 19.95 0.031 + j0.011 ! Ω

VA = = =I Z (40) (0.033) 52.8 VA2 2 Para el ampermétro se tiene 1.04 VA, 5 A, FP = 0.95

Z1.04

(5)0.042 2= = Ω

4-14

arc cos θ = (0.95) =18.19!

Z 0.042 18.19 0.040 + j0.01 ∠θ = ∠ = Ω A una corriente de 40 A, no hay saturación en este tipo de ampermetros. Así.

VA = =I Z (40) (0.042) = 67.2 VA 2 2 Para el conductor 10 AWG se tiene 0.08 Ω, FP = 1.0 a una corriente de 40A.

VA I R (40) (0.08) = 128 2 2= =

Para el transformador de corriente se tiene 0.298 Ω , FP = 1.0, a una corriente de 40 A.

VA = R = (40) (0.298) = 476.8 2 2Ι El burden total (Bt), en volt-amperes, es:

Bt=146+ 40 + 52.8 + 67.2 + 128 + 476.8 = 910.8 VA El burden total (Zt) en ohms, es:

Zt= (0.0555 + j 0.0721) + (0.005 + j 0.0245) +(0.031 + j 0.011) +

(0.040 + j 0.013) + (0.08 + j 0.0) + (0.298 + j 0.0)

Zt= 0.5095 + j 0.1206 Ω = 0.524 ∠ 13.32! Ω

Z t

,t2 2

B

I

910.8

(40)0.5692 = = = Ω

Z Zt

,

t= b) El voltaje necesario, para producir una corriente de 40 amperes en el lado secundario, a través del burden del inciso (a), es:

V t

,

t

,

IZ (40) (0.5692) = 22.77 V = =

V (40) (0.524) = 21.0 V t tIZ= =

4-15

c) Utilizando las curvas de excitación, figura 4.8.5 (ver pág. 48) del TC elegido, la corriente de excitación Ie’≈Ie para los valores de voltaje, Vt’ y Vt

son:

Para V , I 0.032 Amperest e

,,= .

Para V , I 0.0318 0.032 Amperes.t e = ≈ d) El porciento de error de relación, es:

% e = I

Ix100

0.03240

x100e

s=

% e = 0.08 %

e) El transformador de corriente de 600/5A seleccionado, es adecuado. Porque el % e, es mucho menor que el 10 %, es decir:

0.08 % << 10 % 4.3.2 Transformadores de potencial Un transformador de potencial (TP), es un transformador convencional con un devanado primario y un devanado secundario, con un núcleo en común. Los transformadores de potencial son unidades monofásicas diseñadas y construidas para que el voltaje en el secundario mantenga una relación fija con el voltaje primario. El voltaje primario requerido de un transformador de potencial, se determina con el voltaje del sistema al cual es conectado. La mayoría de los transformadores de potencial son diseñados para proporcionar 120 V en las terminales del secundario, cuando el voltaje de placa es aplicado al primario. Los transformadores de potencial, son capaces de operar de forma continua y exacta, cuando el voltaje aplicado a través del primario está dentro del ± 10% del voltaje nominal primario. La clasificación de exactitud estandard en el rango de 0.3 a 1.2, representa el porciento de error de relación. Burdens estandard para transformadores de potencial con un voltaje secundario de 120 V, se muestran en la tabla 4.6.4 (ver pág. 30).

4-16

El burden de un transformador de potencial, se da en volts-amperes (VA) y es calculado por simples sumas aritméticas de los volt-amperes (burdens) de los dispositivos conectados al secundario del transformador de potencial. Si la suma está dentro del burden tipico, el TP se desempeñará satisfactoriamente, en el rango de voltajes desde 0% hasta 110% del voltaje de placa. En los sistemas industriales, es común que los transformadores de potencial sean conectados en delta abierta o estrella. Particularmente para medición, los TP's se conectan en estrella. 4.4 PROTECCIÓN DE EQUIPO 4.4.1 Protección de transformadores El tipo y alcance de la protección para transformadores, en sistemas de potencia industriales, obedece al compromiso entre la importancia misma del transformador y la sensitividad, velocidad, coordinación y costo del esquema de protección. La mayoría de las aplicaciones de protección al transformador son cubiertas en la siguiente guía práctica. Normalmente el transformador es protegido contra: Sobrecargas térmicas sobrecorrientes de fase Sobrecorrientes de fase a tierra Sobrecorrientes de baja magnitud (sobrecarga) La protección térmica dispositivo 49, es un dispositivo actuado térmicamente. Tiene switches para control automático de equipo auxiliar de enfriamiento y para alarma por alta temperatura. El switch de alta temperatura será ajustado a una temperatura mayor al valor de la temperatura de pérdidas de aislamiento acelerado. Los valores de temperaturas de aislamientos, deberá obtenerse de información de fabricante de transformadores. La protección térmica, para condiciones de sobrecarga de gran duración, normalmente se obtiene de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (dispositivo 51 en la figura 4.7.2 (ver pág. 37). Los cuales deben operar antes de que el relevador 49 responda.

4-17

El arreglo preferido para protección de transformadores de 7.5 MVA´s y mayores, se muestra en la figura 4.7.2 (ver pág. 37). Los relevadores diferenciales dispositivo 87, son utilizados como la protección básica. La sensitividad de la protección de falla a tierra es proporcionada por los dispositivos 50G y 51G. La protección de sobrecarga, protección de falla en BUS y protección de respaldo, es proporcionada con el dispositivo 51 en el lado secundario del transformador. La protección de respaldo de corto circuito en el primario se proporciona con el dispositivo 50/51. El revelador de presión súbita. La figura 4.7.3 (ver pág. 38) muestra el esquema de protecciones mínimas para transformadores menores a 7.5 MVA’s. La protección contra corto circuito, la proporciona el fusible limitador de corriente en el primario, la protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, la proporciona el relevador 51 y adicionalmente el relevador 49 protege al transformador contra sobrecargas térmicas. Si el transformador es de baja capacidad o no es lo suficientemente importante en su aplicación, la protección mostrada en las figuras 4.7.4 y 4.7.5 (ver pág. 39) es recomendada, como protección mínima de transformadores de distribución. Dispositivo 63 montado en el transformador, proporciona detección de fallas en los devanados, en transformadores en aceite aislante. 4.4.2 Protección de motores La protección mínima recomendada para motor de tensión media se divide en 2 grupos; para motores menores a 1500 CP y para motores de 1500 CP y mayores. Para la protección de un motor de tensión media, se debe considerar: La protección térmica: Sobrecargas De rotor bloqueado La protección contra fallas: Tres fases De fase a fase De una fase a tierra De dos fases a tierra

4-18

Las condiciones de operación anormales: Bajo voltaje Desbalance de corriente ó voltaje Fases invertidas Arranques repetitivos (rearranques) Pérdida de excitación Motores de inducción menores de 1500 CP En la figura 4.7.3 (ver pág. 38) la protección de sobrecarga térmica, es proporcionada por el dispositivo 49. La protección a rotor bloqueado se proporciona con el relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, para detectar fallas se utilizan tres relevadores de corriente instantáneos, dispositivo 50 y para la protección de fallas a tierra, se utiliza el relevador de sobrecorriente, dispositivo 50 G. Las condiciones de bajo voltaje, desbalance de voltaje, y fases invertidas, las detecta el relevador 27/47. Los arrancadores repetitivos que ocurren en un breve período, desarrollan altas temperaturas en el estator. Esto se evita, utilizando relevadores temporizadores en el esquema de control. Motores de inducción de 1500 CP y mayores En la figura 4.7.7 (ver pág. 41) la protección de sobrecarga térmica es proporcionada por el relevador de temperatura dispositivo 49, el relevador monitorea la temperatura del estator por medio de detectores de temperatura de resistencias (RTD´s). La protección a rotor bloqueado, puede ser proporcionada con un relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, cuando el tiempo de rotor bloqueado excede el tiempo de aceleración. La protección principal para un motor grande, es proporcionada con el relevador diferencial, dispositivo 87, el esquema diferencial utiliza un total de 6 transformadores de corriente y 3 relevadores diferenciales. El desbalance de corriente en el circuito del motor es detectado con el relevador 46. Como protección contra bajo voltaje, rotación de fase invertida, se utiliza el relevador, dispositivo 27/47.

4-19

En adición a los dispositivos de protección básicos, indicados en las figuras 4.7.6 y 4.7.7 (ver págs. 40 y 41) el motor sincrono requiere protección para su circuito de campo. El relevador dispositivo 55, proporciona protección contra perdidas de corriente de excitación. La figura 4.7.8 (ver pág. 42) muestra una alternativa de protección de motores de inducción en tensión media, utilizando fusibles limitadores de corriente para protección de corto circuito, en combinación con el arrancador del motor, la protección de sobrecarga térmica, dispositivo 49 y la protección de falla a tierra la proporciona el relevador 50 GS, la protección de sobrecarga de respaldo utiliza el relevador 51. La figura 4.7.9 (ver pág. 42) muestra la protección mínima para motores en baja tensión, el interruptor termomagnético, proporciona protección contra corto circuito y contra sobrecarga, los elementos térmicos (OL´S) proporciona la protección de sobrecarga térmica. 4.4.3 Protección de alimentadores Normalmente la mayoría de los sistemas industriales son alimentados por compañías suministradoras de energía, a través de alimentadores. La mínima protección para estos circuitos de alimentación consiste de los relevadores de sobrecorriente, dispositivos 50/51 para protección de otros circuitos y sobrecargas y del relevador 51 GS para proteger contra sobrecorrientes de fase a tierra. La figura 4.7.10 (ver pág. 43) muestra el arreglo de protecciones mínimas de un alimentador. Las protecciones mostradas en la figura 4.7.10 (ver pág. 43) pueden ser sustituidas por un interruptor electromagnético, para proporcionar protección de corto circuito, sobrecargas y protección de fase a tierra en alimentadores principales en baja tensión. 4.5 COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE 4.5.1 Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de

sobrecorrientes

Corrientes de corto circuito. Es necesario obtener para cada bus local, del sistema eléctrico en estudio, las siguientes corrientes de corto circuito: La corriente de corto circuito momentáneamente (primer ciclo) La corriente de corto circuito interruptiva (de 5 ciclos a 2 segundos) La corriente de falla a tierra

4-20

Las corrientes momentáneas son usadas para seleccionar y/o ajustar las unidades de disparo instantáneas. Las corrientes interruptivas, nos permiten establecer el intervalo de coordinación y la sensitividad de la protección para el desarrollo del método de corto circuito, referirse al capítulo 2. Intervalos de tiempo. Cuando se trazan las curvas tiempo-corriente, en el estudio de coordinación ciertos intervalos de tiempo se deben mantener entre los dispositivos de protección para asegurar una correcta operación secuencial de los dispositivos. Estos intervalos se requieren porque: Los relevadores tienen sobrecarrera Los fusibles tienen tolerancias de operación Los interruptores tienen velocidades de operación Estos intervalos de tiempo son llamados márgenes. Cuando se están coordinando relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, el margen usualmente es de 0.3 - 0.4 seg. Este intervalo es medido entre relevadores en serie, en el ajuste instantáneo ó corriente de corto circuito que puede fluir a través de ambos dispositivos simultáneamente. El intervalo consiste de los componentes siguientes: Tiempo de apertura del interruptor (5 ciclos) 0.8 seg Sobrecarrera del relevador 0.10 seg Factor de seguridad (errores de ajuste, saturación del TC) 0.22 seg Un margen de 0.355 seg. es ampliamente usado en sistemas que emplean relevadores de sobrecorriente de tiempo muy inverso y extremadamente inverso. La fig. 4.8.6 (ver pág. 49), muestra el margen entre relevadores. Cuando se usan relevadores de estado sólido la sobrecarrera es eliminada y el margen reducido. Cuando se están coordinando relevadores con fusibles hacia abajo en la cascada, el tiempo de apertura del circuito no existe para el fusible y el intervalo puede reducirse. Esto es mostrado en la fig. 4.8.7 (ver pág. 49) El clearing time total del fusible deberá ser usado para propósitos de coordinación. El margen de tiempo entre la curva clearing time total y la curva del relevador, podría ser de 0.1 seg.

4-21

4.5.2 Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente

Pick-up.-El término pick-up ha adquirido diferentes significados. Para muchos dispositivos, pick-up, es la corriente mínima que inicia una acción. Exactamente es usado, cuando se está describiendo la característica tiempo - corriente de un relevador. También es usado cuando se está describiendo la unidad de disparo de un interruptor de potencia en bajo voltaje. El término no aplica exactamente para el disparo térmico, de un interruptor en caja moldeada. La corriente pick-up de un relevador de sobrecorriente, es el valor mínimo de corriente que causará que el relevador cierre sus contactos. Para dispositivos actuados por solenoide, el TAP usualmente corresponde a la corriente pick-up. Para interruptores de potencia de bajo voltaje, pick-up, es el valor calibrado de corriente mínima, de la unidad de disparo, necesaria para disparar el interruptor. Una unidad de disparo con un retardo de tiempo largo, retardo de tiempo corto y característica instantánea, tendrá 3 valores pick-up, en términos de múltiplos o porcentajes, de la corriente de disparo. Para los interruptores en caja moldeada con elementos de disparo térmico la corriente normal es dada en amperes. El ajuste magnético podría ser llamado pick-up, de la misma manera que los interruptores de potencia de bajo voltaje. Los fusibles, utilizan rangos de corriente en amperes en vez de rangos pick-up. Los fusibles con doble elemento, utilizan un elemento para la protección de sobrecarga y el otro elemento para la protección de corto circuito. Curvas características tiempo-corriente.-En una curva característica tiempo-corriente ordinaria, el tiempo cero es considerado, el tiempo en que ocurre la falla y todos los tiempos mostrados en la curva, son el tiempo transcurrido desde ese punto. Para un sistema radial, todos los dispositivos entre la falla y la fuente, experimentan las mismas corrientes de falla, hasta que uno de ellos interrumpe el circuito. En un estudio de coordinación las curvas tiempo-corriente son acomodadas, para que la región de abajo y a la izquierda de ellas, represente la región de no operación. Las curvas representan un conjunto de pares ordenados tiempo-corriente que indican el período de tiempo requerido para la

4-22

operación del dispositivo a un valor de corriente seleccionado. Las curvas de los relevadores usualmente son representadas por una sola línea. Las curvas de los interruptores de baja tensión, son representadas como bandas. La banda representa el intervalo de tiempo a una corriente seleccionada, durante el cual, se espera la interrupción del circuito. Es decir, la banda representa el área de operación. La fig. 4.8.8 (ver pág. 50) muestra una curva representada como banda. Analizando la fig. 4.8.8 (ver pág. 50), t2 es el tiempo máximo, desde que comienza a fluir la corriente I, dentro del cual, se garantiza la operación del dispositivo de protección. t1 es el tiempo máximo, desde la iniciación del flujo de corriente I, dentro del cual, la corriente debe ser normalizada para asegurar que el dispositivo de protección no operará, debido al impulso de la unidad de disparo. 4.5.3 Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente Para desarrollar un estudio de coordinación de los dispositivos de sobrecorriente de un sistema de potencia eléctrico, es necesario tomar en cuenta los siguientes pasos: 1) Diagrama unifilar Dibuje el diagrama unifilar parcial o completo del sistema en estudio. Como mínimo debe contener las potencias de todas las cargas eléctricas y transformadores, los voltajes, impedancias y conexiones de todos los transformadores, con sus características de sobrecargas las condiciones de carga conectada y en operación. Los voltajes en cada bus del sistema, datos generales de corto circuito en cada bus del sistema, tamaños, tipos y temperaturas de conductores eléctricos, relaciones de transformadores de corriente. Capacidad de interruptores de bajo voltaje y fusibles. 2) Estudios de corrientes de corto circuito Calcule los valores de corriente de corto circuito, en cada bus del sistema. Determine las corrientes momentáneas e interruptivas del corto circuito, para todos los niveles de voltaje del sistema (consultar capítulo 2). 3) Selección de la escala de corriente Seleccione una escala de corriente, que permita minimizar multiplicaciones y manipulaciones de ajustes de los dispositivos de protección en estudio.

4-23

Método del voltaje base.-Considere un sistema de potencia eléctrico con más de una transformación de voltaje, de esta manera, es necesario referir corrientes de diversos voltajes, a una sola tensión llamada voltaje base. Si consideramos que un equipo eléctrico tiene potencia constante, decimos que:

V I V I ,para:V V11 2 2 1 2= ≠

I I1 2≠

De este principio elemental de potencia constante, tenemos:

P V In n=

despejando IR : V I V I

I (V / V )I

n n b R

R n b n

=

=

donde: Vn = Voltaje nominal In = Corriente nominal Vb = Voltaje base IR = Corriente referida La corriente referida IR se obtiene multiplicando el factor (V / Vn b ) por la corriente nominal In , para un tiempo t segundos y así, obtener un par ordenado tiempo-corriente referida, a un voltaje base. Si se desea obtener una curva completa, referida a un voltaje base, se aplica el procedimiento anterior y se tabulan los siguientes valores, para cada punto de la gráfica:

PUNTO TIEMPO In IR

1 T1 I1 K11

2 T2 I2 K12

3 T3 I3 K13

4 T4 I4 K14

Posteriormente se trazan las parejas ordenadas TIEMPO - IR para obtener la gráfica, de valores referidos a un voltaje base, normalmente la variable TIEMPO es dada en segundos, In en amperes y la constante K=( V / Vn b).

4-24

Para seleccionar el voltaje base, considere lo siguiente: a) El primer dispositivo de la ruta de coordinación, en el lado de la carga, debe quedar totalmente dentro de la hoja logarítmica, (límite inferior), es decir, IR mayor o igual a Im ( Im es la corriente mínima, representada en la hoja logarítmica). b) El límite superior del rango de corrientes de coordinación se determina, considerando la corriente de corto circuito máxima del sistema en estudio, Es decir:

I KIR cc= para: Icc= Corriente de corto circuito máxima K = ( V / Vcc b ) entonces: IR Menor o igual a IM para: Im = corriente máxima de la hoja logarítmica c) En caso, de que no se cumplan las restricciones anteriores de los límites inferior y superior, parcial o totalmente, el voltaje base se multiplicará por un factor, hasta obtener un multiplicador que cubra los dos límites requeridos. Generalmente, se utilizan números enteros, para designar el multiplicador, (por ejemplo: 10,100,.......). 4) Características básicas de disparo Prepare la hoja logarítmica con la escala de corrientes y multiplicadores de escala, para cubrir la representación gráfica de todos los dispositivos de protección de la cascada, desde la carga hasta la fuente.Trace los valores de corriente de corto circuito, corrientes inrush, corrientes nominales, corrientes de sobrecargas, corrientes de rotor bloqueado, corrientes magnetizantes, de los transformadores, motores y conductores de los circuitos de la protección. Las corrientes de carga máxima junto con las corrientes de corto circuito máximas, determinan los límites superior e inferior de corrientes, en los cuales, los dispositivos de protección deben operar. Los ajustes de los

4-25

dispositivos de protección deben ser insensibles a las corrientes normales del equipo, es decir, corrientes a plena carga, corrientes de sobre carga permisibles y corrientes de arranque o inrush. Estos datos se obtienen de las placas impresas en el equipo ó de estándares de diseño. Si no fuera posible obtener estos datos, considere las siguientes aproximaciones: a) Condiciones de operación para motores Considere un factor de servicio FS = 1, es decir, no se considera capacidad de sobrecarga. La corriente Inrush transitoria es igual a: 1.76 veces la corriente a rotor bloqueado, para tensión media 1.5 veces la corriente a rotor bloqueado, para baja tensión La corriente a rotor bloqueado es igual a: 6 veces la corriente a plena carga, para motores de inducción y motores síncronos con factor de potencia FP = 1 y cargas de baja inercia. 9 veces la corriente a plena carga, para motores síncronos con FP = 1 y cargas de alta inercia. El tiempo de duración de la corriente a rotor bloqueado, varía de 5 - 30 segundos. La tabla 4.6.5 (ver pág. 31) muestra corrientes de rotor bloqueado para motores de inducción. b) Condiciones de operación para transformadores: La capacidad de sobrecarga depende de tipo de enfriamiento Autoenfriado, tipo AA,OA Enfriados con aire forzado, tipo FA Enfriados con aire forzado y aceite, tipo FOA La tabla 4.6.6 (ver pág. 32) muestra los factores de enfriamiento y de temperatura que multiplican a la corriente a plena carga. La corriente Inrush magnetizante es igual a : 12 veces la corriente a plena carga, para subestaciones primarias 8 veces la corriente a plena carga, para subestaciones secundaria 8-25 veces la corriente a plena carga, para transformadores tipo seco de bajo voltaje

4-26

El tiempo de duración para todos los casos es de 0.1 seg. c) Requerimientos mínimos de protección para motores Para motores arriba de 600 V, el NEC artículo 430 parte J (1993), requiere que cada motor sea protegido contra sobrecargas peligrosas y fallas de arranque, con protectores térmicos internos o sensores de corriente externos. También, la protección de fallas de sobrecorriente, por medio de interruptores, o fusibles. Para motores de 600 V y menores, el NEC artículo 430 parte C (1993), también requiere protección de sobrecarga y corriente. Para protección de sobrecarga, requiere un dispositivo, en cada fase, con el ajuste de disparo a no más de los siguientes porcentajes de la corriente a plena carga del motor: Motores con factor de servicio FS, menores de 1.15 125% Motores con aumento de temperatura no mayores de 40ºC 125% Todos los demás motores 115% Para la protección de sobrecorriente, el NEC requiere que, el ajuste sea puesto a no más, de los porcentajes de corriente a plena carga, mostrados en la tabla 4.6.7 (ver pág. 33). d) Requerimientos mínimos de protección para transformadores El NEC artículo 450 parte A (1993), resume las consideraciones de protección y ajustes, mostrados en las tablas 4.6.8 y 4.6.9 (ver pág. 35). 5) Curvas de daño Determine los límites térmicos de los equipos protegidos, trazando las curvas de daño para transformadores (ANSI/IEEE C37.91-1985), motores (información de fabricante), cables (información de fabricante). El límite térmico para el motor, se interpreta como el máximo tiempo de bloqueo (stall time), en que el motor puede continuar operando con magnitudes de corriente a rotor bloqueado sin sufrir daño. El límite térmico para el transformador, es interpretado por ANSI/IEEE C57.12.00 1980, como la CURVA ANSI, en la cual, representa los esfuerzos mecánicos y térmicos causados por el corto circuito en un período de tiempo. Para obtener la CURVA ANSI, siga los siguientes pasos:

4-27

Determine la categoría del transformador, utilizando la tabla 4.6.10 (ver pág. 35). Seleccione la curva de daño de acuerdo a la categoría seleccionada del transformador, de las figuras: 4.8.9 para categoría I (ver pág. 50) 4.8.10 para categoría II (ver pág. 51) 4.8.11 para categoría III (ver pág. 52) 4.8.12 para categoría IV (ver pág. 53) Calcule la constante K, para el 100% de la corriente de falla y una duración de 2 seg. Determine, de la gráfica seleccionada, los valores tiempo-múltiplos de corriente, para los puntos de la figura 4.8.13 (ver pág. 55): Zpu es la impedancia del transformador

La corriente I2 = 0.5/Zpu, para transformadores categoría III y IV

La corriente I2 = 0.7/Zpu, para transformadores categoría II

El Factor ANSI (FA), es un multiplicador de la CURVA ANSI: FA = 0.87, para transformadores con conexión Delta -Delta FA = 0.58, para transformadores con conexión Delta -Estrella 6) Curvas características tiempo-corriente Finalmente, para completar la representación gráfica del estudio de coordinación de sobrecorriente, trace las curvas tiempo - corriente de operación de la protección, para mostrar los ajustes finales de los relevadores de sobrecorriente, interruptores con unidad de disparo de acción directa y fusibles utilizados en el sistema eléctrico de potencia en estudio.

4-28

4.6 TABLAS

POTENCIA NOMINAL DE

TRANSFORMADOR kVA

2.4 kVA

4.16 kVA

6/7.2 kVA

13.8 kVA

20/23 kVA

34.5 kVA

45 25 16 10 6 6 - 75 40 25 16 10 6 -

112.5 63 40 25 10 6 6 150 100 40 40 16 10 6 225 160 63 40 25 16 10 300 160 100 63 25 16 16 500 250 160 100 40 25 25 750 - 200 160 63 40 40

1000 - 315 200 100 63 40 1500 - - 315 125 100 63 2000 - - - 160 125 63 2500 - - - 200 160 100 3000 - - - - 160 -

TABLA 4.6.1 SELECCIÓN DE FUSIBLES

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DEL FABRICANTE)

4-29

Tabla A. Capacidades interruptivas para el interruptor tipo DS (Amperes simétricos RMC)

VALOR DE CORRIENTE DE DISPARO

CON DISPARO INSTANTÁNEO

CON DISPARO DIFERIDO CORTO

240 V 480 V 600 V 240 V 480 V 600 V 50-800 42000 30000 22000 30000 30000 22000 50-1600 65000 50000 42000 50000 50000 42000 50-2000 65000 50000 42000 50000 50000 42000

1200-3200 65000 50000 50000 50000 50000 50000 1200-3200 85000 65000 65000 85000 65000 65000

Tabla B. Valores disponibles de los sensores

VALOR DEL SENSOR (AMPERES) 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600, 2000 2400, 3200 2400, 3200

Tabla C. Valores ajustables para la unidad ampector

AJUSTE DE TIEMPO DIFERIDO LARGO (MÚLTIPLOS DEL

VALOR DEL SENSOR

TIEMPO DIFERIDO LARGO EN SEGUNDOS (6 VECES EL VALOR

DEL SENSOR)

AJUSTE DE TIEMPO CORTO

(MÚLTIPLOS DEL VALOR DEL

SENSOR)

TIEMPO DIFERIDO CORTO

(SEGUNDOS)

0.5 4 4 0.18 a a a a

1.25 36 10 0.5

AJUSTE INSTANTÁNEO

(MÚLTIPLOS DEL VALOR DEL SENSOR)

AJUSTE TIERRA (MÚLTIPLOS DEL

VALOR DEL SENSOR)

DISPARO FALLA A TIERRA

(SEGUNDOS)

4 0.22 a 0.20 a

12 0.5

TABLA 4.6.2 CAPACIDAD INTERRUPTIVA DE INTERRUPTORES ELECTROMAGNÉTICOS

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

4-30

RANGO DE TAP AJUSTE DE TAP 0.5 - 2.5 (ó 0.5 - 2) 0.5, 0.6, 0.8, 1.0, 1.2, 1.5, 2.0, 2.5

0.5 - 4 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 1, 1.2, 1.6, 2, 2.5, 3, 4 1.5 - 6 (ó 2 - 6) 1.5, 2, 2.5, 3, 3.5, 4, 5, 6 4 - 16 (ó 4 - 12) 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12, 16

1 - 12 1, 1.2, 1.5, 2, 3, 3.5, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12

TABLA 4.6.3 RANGOS Y AJUSTES TIPOS DE TAP PARA RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE CON RETARDO DE TIEMPO

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

CARACTERÍSTICAS DE BURDENS ESTÁNDAR

CARACTERÍSTICAS EN BASE A 120 VOLTS

Designación Volts ampers

Factor de potencia

Reactancia Inductancia Impedancia

W 12.5 0.10 115.2 3.04 1152 X 25 0.70 403.2 1.09 576 Y 75 0.85 163.2 0.268 192 Z 200 0.85 61.2 0.101 72 ZZ 400 0.85 30.6 0.0503 36 M 35 0.20 82.3 1.07 411

TABLA 4.6.4 BURDENS ESTÁNDAR TP´s

(REFERENCIA: ANSI/IEEE STD 242-1986)

4-31

CORRIENTES A ROTOR BLOQUEADO (AMPERES)

1 fase 2 ó 3 fases cp 116 V 230 V 116 V 200 V 230 V 460 V 575 V 58.8 29.4 24 18.8 12 6 4.8 1/2 82.8 41.4 33.6 19.3 16.8 8.4 6.6 3/4 96 48 43.2 24.8 21.6 10.8 8.4 1

120 60 62 35.9 31.2 15.6 12.6 1 1/2 144 72 81 46.9 40.8 20.4 16.2 2 204 102 66 58 26.8 23.4 3 336 168 105 91 45.6 36.6 5 480 240 152 132 66 54 7 1/2 600 300 193 168 84 66 10

290 252 126 102 15 373 324 162 132 20 469 408 204 162 25 552 480 240 192 30 718 624 312 246 40 897 780 390 312 50 1069 924 462 372 60 1326 1152 576 462 75 1711 1488 744 594 100 2153 1872 936 750 125 2484 2160 1080 864 150 312 2880 1440 1152 200

TABLA 4.6.5 CORRIENTES A ROTOR BLOQUEADO PARA LA SELECCIÓN DE

MEDIOS DE DESCONEXIÓN Y CONTROLADORES DE MOTORES DE CORRIENTE ALTERNA

(REFERENCIA: NEC-1993)

4-32

TIPO

kVA

ENFRIAMIENTO TEMPERATURA, GRADOS

CENTÍGRADOS Tipo Factor Aumento Factor

Seco Menor o igual AA 1.0 153 1.0 2500 FA 1.3

Sumergidos en

Menor o igual OA 1.0 55/65 1.12

aceite. a 2500 65 1.0 Subestación Menor a FA 1.0 55/65 1.12 secundaria 500 65 1.0

Mayor a 500 FA 1.15 55/65 1.12 Menor = 2000 65 1.0 Mayor a 2000 FA 1.25 55/65 1.12 Menor = 2500 65 1.0

Sumergidos OA 1.0 55 1.0 en aceite 55/65 1.12

Subestación FA 1.33 55 1.0 Primaria 55/65 1.12

FOA 1.67 55 1.0 55/65 1.12

TABLA 4.6.6 FACTORES DE ENFRIAMIENTO Y TEMPERATURA, PARA

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

(REFERENCIA: NEC-1993)

4-33

% DE LA CORRIENTE A PLENA CARGA

TIPO DE MOTOR

Fusible sin

retardo de

tiempo

Fusible de doble

elemento con retardo

de tiempo

Interruptor

con unidad

instantánea

Interruptor

de tiempo inverso

Una fase, todos los tipos, sin letra de código

300 175 700 250

Todos los motores, síncronos y jaula de ardilla, polifásicos y monofásicos con arranque por resistencia o reactor y arranque a pleno voltaje: sin letra de código

300 175 700 250

Letra de código, de la F a la V

300 175 700 250

Letras de código, de la B a la E

250 175 700 200

Letra de código A 150 150 700 150 Todos los motores, síncronos y jaula de ardilla, de corriente a.c.; con arranque por autotransformador: no más de 30 Amperes, sin letra de código

250 175 700 200

TABLA 4.6.7 MÁXIMOS AJUSTES DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE

CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA PARA MOTORES

(REFERENCIA: NEC-1993)

4-34

% DE LA CORRIENTE A PLENA CARGA

TIPO DE MOTOR

Fusible sin retardo

de tiempo

Fusible de doble elemento con

retardo de tiempo

Interruptor con

unidad instantánea

Interruptor de

tiempo inverso

Más de 30 amperes, sin letra de código

200 175 700 200

Letras de código, de la F a la V

250 175 700 200

Letras de código, de la B a la E

200 175 700 200

Letra de código A 150 150 700 150 Jaula de ardilla, alta reactancia, no más de 30 amperes, sin letra de código

250 175 700 250

Más de 30 amperes, sin letra de código

200 175 700 200

Rotor devanado, sin letra de código

150 150 700 150

Motores de corriente directa: no más de 50 CP, sin letra de código

150 150 250 150

Más de 50 CP , sin letra de código

150 150 175 150

CONTINUA TABLA 4.6.7

4-35

RANGOS O AJUSTES MÁXIMOS PARA DISPOSITIVOS DE SOBRECORRIENTE

Primario Secundario mayor de 600 v mayor de 600 v 600 v o menor

Impedancia del

transformador

Ajuste del

interruptor

Rango del

fusible

Ajuste Del

interruptor

Rango Del

Fusible

Rango del fusible o ajuste del interruptor

No más de 6% 600% 300% 300% 250% 125% Más de 6% y

No más de 10%

400%

300%

250%

225%

125%

TABLA 4.6.8 TRANSFORMADORES MAYORES DE 600 VOLTS

(REFERENCIA: ANSI/IEEE C57.109-1985)

RANGOS O AJUSTES MÁXIMOS PARA DISPOSITIVOS DE SOBRECORRIENTE Primario Secundario

Mayor de 600 v Mayor de 600 v 600 v ó menor Impedancia del tranformador

Ajuste del interruptor

Rango del

fusible

Ajuste Del

interruptor

Rango Del

Fusible

Rango del fusible

O ajuste del Interruptor

No más de 6% 600% 300% 300% 250% 250% Más de 6% y

No más de 10%

400%

300%

250%

225%

250%

TABLA 4.6.9 TRANSFORMADORES MAYORES DE 600 VOLTS EN LUGARES

SUPERVISADOS

(REFERENCIA: ANSI/IEEE C57.109-1985)

CATEGORÍA

1 FASE

3 FASES

CURVAS DE DAÑO DE

REFERENCIA. I 5-500 15-500 Fig. No. 4.8.9 II 501-1667 501-5000 Fig. No. 4.8.10 III 1668-10000 5001-30000 Fig. No. 4.8.11 IV Mayor a 10000 Mayor a 30000 Fig. No. 4.8.12

TABLA 4.6.10 KVA DE PLACA MÍNIMOS, PARA TRANSFORMADORES

(REFERENCIA: ANSI/IEEE C57.109-1985)

4-36

4.7 DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN

(b) CONEXIÓNESTRELLA

H1H1H

H

H

1

2

3

1

2

3

X

X

X

TC

TC

TC

TC

TC

TC

A

B

C

87878787

87878787

87878787

(a) CONEXIÓNDELTA

RELEVADORDIFERENCIAL

TRANSFORMADOR

51

51

FASE A

FASEB

FASE C

TC

(C) CONEXIÓN DELTA ABIERTA

FIG. 4.7.1 CONEXIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

4-37

LADO DE LA FUENTE

TC

52-1

51

50G

51G

51

49

638687

50

TENSIÓNMEDIA

TENSIÓNMEDIA

52-2

R

TC

TC

RESISTENCIA

LADO DE LA CARGA

FIG. 4.7.2 PROTECCIÓN MÍNIMA PARA TRANSFORMADORES DE 7.5 MVA´S Y

MAYORES, CON INTERRUPTOR DE POTENCIA EN EL PRIMARIO

4-38

LADO DE LA FUENTE

51

52

TC

FUSIBLELIMITADORDE CORRIENTE

LADO DE LA CARGA

TENSIÓNMEDIA

MEDIATENSIÓN

49

87

TC

63

FIG. 4.7.3 PROTECCIÓN MÍNIMA PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA, A

TENSIÓN MEDIA, MAYORES, A 1500 kVA Y MENORES A 7.5 MVA NOTA: Los relevadores 63 y 87 deben utilizarse para protección de

transformadores con capacidades de 500 kVA y mayores; y en forma opcional el 63, para transformadores de 500 kVA en adelante.

4-39

FUSIBLE

TENSIÓNMEDIA

TENSIÓNBAJA

INTERRUPTOR

LADO DE LA CARGA

ELECTROMAGNÉTICO

LADO DE LA FUENTE

FIG. 4.7.4 PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN, EN EL

RANGO DE 500 A 1500 kVA

INTERRUPTOR

BAJATENSIÓN

TENSIÓNBAJA

INTERRUPTOR

LADO DE LA CARGA

*

LADO DE LA FUENTE

TERMOMAGNÉTICO

TERMOMAGNÉTICO

*El interruptor termomagnético, en el lado secundario, puede omitirse

FIG. 4.7.5 PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE SERVICIOS

AUXILIARES, MENORES A 500 kVA

4-40

LADO DE LA FUENTE

FU TP2747

52

50GS

TC

TC

49

5051

TC

M

FIG. 4.7.6 PROTECCIÓN DE MOTORES DE INDUCCIÓN MENORES A 1500 CP,

CON INTERRUPTOR DE POTENCIA Nota: Para los esquemas presentados en las paginas 40 a 43, la posición de las clavijas de conexión para los interruptores removibles, dependera de los equipos y accesorios conectados a ellos.

4-41

52

TC

TP

TC

TC

TC

TC

TC

M

87

46

27

49

50

50

51

47

LADO DE LA FUENTE

51

FIG. 4.7.7 PROTECCIÓN DE MOTORES DE INDUCCIÓN DE 1500 CP Y MAYORES

4-42

TC

TC

TC

M

27

49

51

50GS

FUSIBLE

FIG. 4.7.8 PROTECCIÓN DE MOTORES DE INDUCCIÓN CON COMBINACIÓN ARRANCADOR-FUSIBLE Y MENORES DE 1500 CP

M

LADO DE LA FUENTE

INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO

ELEMENTO

TÉRMICO

FIG. 4.7.9 PROTECCIÓN DE MOTORES DE INDUCCIÓN CON COMBINACIÓN

ARRANCADOR-INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO DE 200 CP Y MENORES

4-43

TC

TC

51

50GS

52

50

ALIMENTACION

FIG. 4.7.10 PROTECCIÓN DEL ALIMENTADOR PRINCIPAL EN TENSIÓN MEDIA

4-46

TIEMPO EN TIEMPO EN SEGUNDOS SEGUNDOS

.02

.03

.04

.05

.06

.07

.08

.09

.4

.2

.3

.6

.5

.7

.8

.9

4

2

3

65

789

40

20

30

6050

708090

400

200

300

600500

700800900

4000

2000

3000

60005000

700080009000

1

1

10

100

1000

.

.008

.009.0

.0071090

8070

60504030202 743 5 6 98 1.7.5.6 .9.8 1

.008

.007

.009

.04

.03

.02

.07

.08

.05

.06

.09

100

10

200

500

300

400

700600

800900

2000

3000

40005000

1000

6000700080009000

50

.0

2

.2

.

.4

.3

.9

.8

.7

.5

.6

9

4

3

78

56

20

1

40

30

9080

6070

3.6.5 .8.7 .91 2 854 6 7 19 4070 90

801020 6030 50

70 A 2 Y 3 POLOS 100 A 2 Y 3 POLOS

MÚLTIPLOS DE LA CORRIENTE NOMINAL MÚLTIPLOS DE LA CORRIENTE NOMINAL

FIG. 4.8.3 CURVA CARACTERÍSTICA DE DISPARO DE UN INTERRUPTOR

TERMOMAGNÉTICO (REFERENCIA:INFORMACIÓN DEL FABRICANTE)

4-49

FIG. 4.8.6 MARGEN DE TIEMPO ENTRE RELEVADORES

DE TIEMPO INVERSO

FIG. 4.8.7 MARGEN DE TIEMPO MÍNIMO ENTREFUSIBLE -RELEVADOR

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DEL FABRICANTE)

I (AMP)

T (SEG)

RELEVADOR No. 2

MARGEN DE TIEMPO

RELEVADOR No. 1 0.355 SEG.

I (AMP)

T (SEG)

RELEVADOR

FUSIBLE

MINIMO MELTING TIME

TOTAL CLEARING TIME

MARGEN DE TIEMPO

0.1 SEG.

4-50

FIG. 4.8.8 CURVA TIEMPO - CORRIENTE

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DEL FABRICANTE)

I

t2

t1

I (AMP)

T (SEG)

4-51

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.12 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

Tiempo (segundos)

Corriente base a tiempo normal

FIG. 4.8.9 CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES CATEGORÍA

(REFERENCIA: ANSI/IEEE STD-242-1986)

4-52

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.12 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

2 5 10 20 50

456781012

Tiempo (segundos)

Corriente base a tiempo normal

Tiempo (segundos)

FIG. 4.8.10 CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES CATEGORÍA II

(REFERENCIA: ANSI/IEEE STD-242-1986)

4-53

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.12 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

2 5 10 20 50

456781012

Tiempo (segundos) Tiempo (segundos)

Corriente base a tiempo normal

FIG. 4.8.11 CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES CATEGORÍA III

(REFERENCIA: ANSI/IEEE STD-242-1986)

4-54

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.12 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

456781012

Corriente base a tiempo normal

Tiempo (segundos) Tiempo (segundos)

FIG. 4.8.12 CURVA DE DAÑO DE TRANSFORMADORES CATEGORÍA IV

(REFERENCIA: ANSI/IEEE STD-242-1986)

4-55

FIG. 4.8.13 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA DE DAÑO PARA TRANSFORMADORES

I (Múltiplos)

T (Seg)

t = 1250 Z pu

CATEGORIA I

50

t

5 I1

4

1

I (Múltiplos)

T (Seg)

t2 = K/I

2

2

CATEGORIA II,III y IV

50

2

5

4

t3

t2

3

2

1

I2 1/ZPU

4-56

TIEMPO EN SEGUNDOS CORRIENTE EN MÚLTIPLOS DEL VALOR NOMINAL DEL SENSOR.

.01

.02

.03

.04

.05

.06

.07

.08

.09.1

.7

.2

.3

.5

.4

.6

1.9.8

2

4

3

5

8

67

910

20

30

40

80

6050

70

90100

200

300

400

500600

900

700800

1000

9080

706050403020

1061

2 3 4 5 97 8.1 .8.2 .4.3 .7.5 .6 .9.01 .02 .03 .06.05.04.09.07

.08

Ajuste tierra (fijo a0.2 veces el rango delsensor

TierraFases

Ajuste retardo largocalibrado a 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.91.1 y 1.25 veces el rango del sensor

Banda de calibracion max.Banda de calibracion min.

Tiempo retardo largocalibrado de 4 a 36 seg.(a 6 veces el rango delsensor en pasos de 4 seg.

Ajuste retardo corto a

4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10veces el rango del sensor

Tiempo retardo cortoa 0.5, 0.33 y 0.18 seg(a 2.5 veces el ajustedel retardo

Tiempo tierra calibradoa 0.35 y 0.22 seg.

Ajuste instantaneocalibrado a 4, 5, 6, 7, 8, 10 y 12veces el rango del sector

CORRIENTE EN MÚLTIPLOS DEL VALOR NOMINAL DEL SENSOR

FIG. 4.8.14 CARACTERÍSTICAS DE TIEMPO CORRIENTE DE AMPECTOR(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

4-57

4.9 EJEMPLO DE APLICACIÓN Para mostrar el procedimiento de un estudio de coordinación de dispositivos de sobrecorriente, en sistemas de potencia industriales, se ha seleccionado, el diagrama unifilar, figura 1 (ver pág. 68). La figura 1, muestra, los dispositivos de protección de diversos fabricantes de fusibles, relevadores, e interruptores de bajo voltaje, cuyas características se indican a continuación, seguidas del desarrollo, para determinar los ajustes y valores necesarios de la coordinación de protecciones eléctricas. Relación de dispositivos de protección, utilizados en el estudio de coordinación del diagrama unifilar simplificado, de la figura 1. a) Interruptor termomagnético, de 100 A, marco 100 A, alta capacidad

interruptiva b) Interruptor electromagnético, con sensor tipo DS-208, marco 800 A,

corriente nominal 600 A, con unidad de disparo de estado sólido c) Interruptor electromagnético, marca Square'D con sensor tipo DS-416,

marco 1600 A, corriente nominal 1200A, con unidad de disparo de estado sólido

d) Relevador de sobrecorriente, de estado sólido, con unidad instantánea y

unidad de sobrecarga 50/51 con un rango de múltiplos de TAP de 2-20 veces rango de ajuste (0.5-2.5) In, rango de operación en tiempo 0.05 - 300 seg. rango del time dial 0.05-1.0

e) Idem al dispositivo del inciso “d”, pero sólo con unidad de sobrecarga, 51 f) Fusible de potencia, limitador de corriente, de 100 A, en 34.5 kV Selección de la escala de corrientes Considere el primer dispositivo, del diagrama unifilar, figura 1 I

n=100A, 480V.

El voltaje base es: Vb = 4.16 kV

4-58

I = VnV

I =480

4160100 = 11.5 AR

bn

I = 5 Am ∴ I > IR m

La potencia de corto circuito máxima en el sistema es 500 MVAcc, por lo tanto

I500X1000

3 34.58367.4 ACCMÁX = =

I =V

VI =

34.54.16

X 8367.4 ARn

bCCMÁX

IR = 69 393 A, la corriente máxima en la hoja logarítmica, Im es Im = 100 KA: Por lo tanto, se cumple que

I < IR m El voltaje base Vb = 4.16 kV, cumple con las dos condiciones de la escala de corrientes. Considere, el diagrama unifilar simplificado de la figura 1, que muestra los dispositivos de protección de la ruta de coordinación. El dispositivo de protección “a”, es un interruptor termomagnético de 100 A, el cual es trazado en la gráfica de coordinación, utilizando su curva característica para obtener los siguientes valores:

K = (0.48/4.16)=0.1154, In =100 A

TIEMPO I MUL (MULTIPLOS) (K I I )MUL n× ×

(SEG) Inferior

Superior

Amperes Inferior

Amperes Superior

1000 1.05 1.4 12.12 16.20 600 1.15 1.5 13.30 17.31 150 1.150 2.05 17.31 23.70 10 3.90 6.0 45.01 69.24 4 5.90 9.3 68.10 107.32 2 7.90 14.0 91.20 161.56 1 8.90 17.0 102.71 196.20 0.7 8.90 18.0 102.71 207.72 0.016 8.90 18.0-100.0 102.71 207.72-1154 0.010 8.90-100.0 ----------- 102.71-1154 -----------

4-59

El dispositivo de protección “b”, es un interruptor electromagnético, que protege el alimentador de las cargas en 480 V conductor monopolar, con aislamiento termoplástico, THWN, resistente a la humedad y al calor con temperatura máxima de operación de 75° este conductor tiene una ampacidad de 545 A, por lo que la corriente del sensor Is, será de 600 A, con un marco de 800 A, así Is = 600 A K = 0.1154 Para determinar los ajustes de este interruptor, considere lo siguiente: a) La corriente máxima demandada por la carga (Ipc ) del alimentador, será

el 80% de la ampacidad del conductor Ipc =545/1.25 = 436 A así; la corriente de disparo I d debe estar en el

rango 428-545 A es decir:

436 < Id ≤ 545 A

De la curva tiempo-corriente de la unidad de disparo, se selecciona el valor de ajuste de retardo largo (ARL) de 0.8 veces Is entonces, la corriente de disparo

Id=(ARL) I s =(0.8)(600)= 480 A

b) Ajuste de retardo corto (ARC) Para obtener este ajuste, se observa que la unidad magnética del dispositivo de protección “a” lado superior de la banda, es en corriente igual a:

I=(18) (100)=1800 A entonces:

IARC> 1800 A

De la curva de la unidad de disparo, fig. 4.8.14 (ver pág. ) obtenemos ue un ARC = 4 permite una corriente en retardo corto.

IARC= (ARC) (IS) = (4) (600)=2400 A

4-60

c) Coordinando con el dispositivo anterior: La característica de ajuste de tiempo de retardo largo (ATRL) mínima será de 4 a 6 seg. El ajuste de tiempo de retardo corto (ATRC), será de 0.18 seg., para ATRC > 0.016 seg. y 2.5 ARC. d) De la gráfica fig. 4.8.14 (ver pág. 56) de la unidad de disparo, se observa los límites de operación del dispositivo de protección: ± 10% del ARL - 10% del ARC, para límite inferior de la banda + 25% del ARC, para límite superior de la banda e) Aplicando los valores de los ajustes anteriores, en la gráfica de la unidad de disparo, obtenemos los siguientes valores, tiempo-múltiplos de corriente.

TIEMPO ARL (MÚLTIPLOS) ATRL (MÚLTIPLOS) ARC (MÚLTIPLOS) (SEG) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior 1000 .72 .88 - - - - 175 .72 - .72 - - - 200 - .88 - .88 - - 7 - - 3.6 4.5 3.6 4.5

0.18 - - - - 3.6 (4.5-10.9) 0.07 - - - - (3.6-10) -

Para K = .1154, Is = 600 A. Fc = K, Is = 69.24 A, multiplicando los múltiplos de corriente por, Fc obtenemos: TIEMPO ARL (AMPERES) ATRL (AMPERES) ARC (AMPERES) (SEG) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior 1000 50 61 - - - - 175 50 - 50 - - - 200 - 61 - 61 - - 7 - - 249 312 249 312

0.18 - - - - 249 312-692 0.07 - - - - 249-692 -

El dispositivo de protección “c”, es un interruptor electromagnético que protege el lado secundario del transformador de 750 kVA.

4-61

La corriente a plena carga, Ipc del transformador es:

I =PC

750

3 (.48)= 902 A

IMAX = 1.25 Ipc =1.25 (902)≈1128 A entonces, la corriente de disparo

Id, debe cumplir que: 902< I

d <1128 A.

De la tabla de valores disponibles para el sensor de corrientes, obtenemos: La corriente del sensor Is = 1200 A, con un marco de 1600 A. De la Fig. 4.8.14 (ver pág. 55) de la unidad de disparo, seleccionamos el ajuste ARL, al 80% de la capacidad del circuito, es decir:

ARL = 0.8

Id= (ARL) ( Is ) = (0.8) (1200) = 960 A

Coordinado con el dispositivo anterior

ARC(4) (600)

9023= ≈

De la curva fig. 4.8.14 (ver pág. 56) de la unidad de disparo. Se observa que el ajuste mínimo en retardo corto es:

ARC = 4 Se considera el ajuste mínimo, para el retardo de tiempo largo, ATRL:

ATRL = 4 seg., 6 Is Coordinando en tiempo, el dispositivo anterior, el ajuste de retardo corto se selecciona en:

ATRC=0.2 -0.33 seg. A 2.5 ARC=2.5(4)=10 Con los valores de ajuste de este dispositivo obtenemos los puntos tiempo-corriente para gráficar este dispositivo.

4-62

TIEMPO ARL (AMPERES) ATRL (AMPERES) ARC (AMPERES)

(SEG) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior 1000 100 122 500 - 122 - 122 475 100 - 100 - 7.95 - 623 - 623 7.1 499 - 499 - 0.33 - 623-1385 0.22 499-1385 -

El dispositivo de protección “d” es un relevador de sobrecorriente 50/51, con unidad instantánea, contra corto circuito y unidad de sobrecarga, protección térmica. Protege el lado primario del transformador de 750 kVA, en 4.16 kV 1)

I750

3 (4.16)=104 APC =

2) Siguiendo el procedimiento de la sección No. 4.5.3.(ver pág. 22),

calculamos la curva de daño del transformador: a) Utilizando la tabla 4.6.10 (ver pág. 35), el transformador de 750 kVA, pertenece en la categoría No. II, por lo tanto utilizaremos la fig. 4.8.10 (ver pág. 52) b) De la fig. 4.8.10 (ver pág. 52), tenemos que: K = I2222 t, para la máxima corriente de falla del 100%, t= 2 seg. Entonces:

( )

(((( )))) ....K

2

Z

2

00575605

pu2 2= = =

c) De la gráfica fig. 4.8.13 (ver pág. 55) obtenemos los valores de los siguientes puntos: Punto 1 t2=2seg.;

I1 = 1

0.0575=17.4 múltiplo

4-63

Punto 2 t =605

((.7)/(0.0575))= 4 seg. 2 2

I2 = 7

0.0575=12.2 múltiplo

Punto 3. De la fig. 4.8.10 (ver pág. 52), para una corriente I3= 12.2 veces la corriente base, el tiempo T3= 7 seg. Entonces; Los puntos de la curva de daño son:

PUNTO TIEMPO (seg.)

IMUL (múltiplos)

I (amperes)

1 2 17.4 1810 2 4 12.2 1269 3 7 12.2 1269 4 50 5 520

3 La corriente de magnetización Inrush para el transformador de 750 kVA es:

IINRUSH para t=0.1seg.=8 Ipc =8 (104)=832 A.

4 Se considera los límites de ajuste de la protección, en el primario del transformador, que impone el NEC. En la tabla 4.6.7 (ver pág. 33) obtenemos; que la corriente de disparo no debe exceder el 600% de la corriente a plena carga Ipc entonces:

Ip < 624 A

Coordinando con el dispositivo anterior, y permitiendo un margen de corriente del 16% entre las protecciones del primario y secundario del transformador. La corriente de disparo es:

Ip = (4) (104) (1.16) ≈ 482 A

Entonces, el tap de la unidad de sobrecarga, para un TC de 300/5, es:

TAPI

6048260

8.033 AD= = =

TAP = 8 A

4-64

Multiplo de TAP =I

I12800(.1154)

4823cc

P= = para 0.35 Seg.

De los datos del relevador, con un múltiplo de TAP = 3 A 0.35 seg.

El time Dial = (0.35) ((3)

13.5-1)

0.052=

Tabulamos los valores de tiempo para el rango completo de múltiplos de TAP, con la siguiente ecuación, del relevador:

t0.702I 1

Seg. I = 480 I A.mul

mul=−

Imul t (seg.) I (AMP) 2 0.702 960 5 0.176 2400 7 0.117 3360

10 0.078 4800 20 0.037 9600

La unidad instantánea (10) del relevador, tendrá un ajuste para sensar la corriente de corto circuito máxima.

I 1.6I 1.6 (12800)

I 20480 A en 480 V

ccmá x ccsim

ccmá x

= =

=

Refiriendo la corriente Iccmá x a 4.16 kV

Iccmá x = 2363.4 A en 4.16 kV El TAP de ajuste, de la unidad 50, es:

TAP5

300(2363.4) 39.4 A = =

TAP = 39 A El dispositivo de protección “e” es un relevador de sobrecorriente, 51, para protección térmica. Protege el lado secundario del transformador de 3750 kVA, Ζ=6%, 34.5/4.16 kV la relación del TC es 800/15.

4-65

La corriente a plena carga IPC, es:

I3750

3 (4.16)520 AMPPC = =

Ic = 1.25 Ipc =1.25 (520)

Ic = 650 A

El valor máximo de ajuste, según NEC artículo 450-3, es 300% la corriente a plena carga Ipc

Im á x = 3 IPC = 3(520) = 1560 A

La corriente de disparo ID debe estar dentro del rango de corrientes:

650 < ID < 1560 A Probamos: ID para = 800 A

TAP = =800160

5

Coordinando con el relevador 51, anterior calculamos el Time Dial

Múltiplos de TAP =I

ICC

D

Múltiplos de TAP= =7700800

9.625

Para un tiempo de 0.4 seg

Time dial = 0.4 (9.625-1)/13.5 = 0.26 ≈ 0.3 Para el rango completo de múltiplos de TAP del relevador, tabulamos los valores corriente - tiempo, con la siguiente ecuación:

t4.05

I 1mul=

− , curva muy inversa

La relación de corrientes, para una corriente de disparo ID=800 A es:

4-66

I 800 IMUL=

IMUL I (AMP) T (SEG)

2 1600 4.05 5 4000 1.013 7 5600 0.675

10 8000 0.45 20 16000 0.213

El dispositivo de protección “f”, es un fusible de potencia, limitador de corriente 100 A a 34.5 kV. Protege el lado primario del transformador de 3750 kVA, Z = 6%, 34.5/4.16 kV. La corriente a plena carga es:

I3750

3 (34.5)63 A.PC = =

Referida a 4.16 kV.; IPC= 522.5 A De acuerdo al NEC artículo 450-3 parte "A", el límite de ajuste de la protección primaria no debe exceder al 300% de la corriente a plena carga del transformador. La corriente nominal del fusible Inf. Inf< 189 A La corriente magnetizante inrush, Iinrush es: Iinrush= 10 IPC= 630 A. referida a 4.16 kV; Iinrush

= 5225 A, para 0.15 seg. La curva de daño del transformador de 3750 kVA, se calcula considerando el procedimiento del punto No. 4.5.3.(5); así: El transformador pertenece a la categoría III De la fig. 4.8.11 (ver pág. 53)

K = I t 2

4-67

para el tiempo t = 2 seg. al 100% de la corriente de corto circuito:

K2

(Z )

2

(106)556

pu2 2= = =

De la gráfica figura 4.8.13 (ver pág. 55), calculamos los 4 puntos de la curva de daño: para el punto 1: t1= 2 seg. Imul=1/Zpu=1/0.06=16.7

para el punto 2:

( )( )( ) t

K

(I )

556

0.5 16.78 seg.2

22 2= = =

I0.5

z

0.50.06

8.35mul2pu

= = =

para el punto 3: De la figura 4.8.11 (ver pag 53), para categoría III, con el múltiplo de corriente I Imul2 mul3= , leemos:

t3 =19.6 seg., Imul3= 8.35

para el punto 4: t4 =50 seg., Imul4 =5.

Resumiendo los valores anteriores de la curva de daño:

PUNTO Tiempo (seg.) IMUL I(AMP)

1 2 16.7 8726 2 8 8.35 4363 3 19.6 8.35 4363 4 50 5 2613

Trazando, el límite máximo de protección de 1567.5 A, referido a 4.16 kV, la corriente a plena carga 522.5 A, la corriente magnetizante inrush 5225 A, y la curva de daño en la hoja logarítmica de coordinación, consideramos

4-68

un margen de tiempo de 0.2 seg. entre el relevador anterior y la curva mínima multing time, graficando la curva del fusible abajo de la curva de daño y por arriba del punto de magnetización inrush. Los valores tiempo-corriente del fusible seleccionado son los siguientes, figura 4.8.1 (ver pág. 44): K = 8.293; Ic= KI

t (seg.) I (AMP) Ic (AMP) 1000 189 1567 500 200 1659 100 240 1990 50 260 2156 20 300 2488 10 350 2903 5 400 3317 2 500 4147 1 610 5059

0.2 1000 8293 0.03 1900 15757 0.01 3500 29026

4-69

51

1200 A1600 A

800 A600 A

500 MVA cc

100 AFUSIBLE

3750 KVA34.5/4.16 KVZ=6%

4.16 KV

4.16 KV/0.48 KVZ=5.75%

750 KVA(12.8 KA simcc)CURVA DANO

16 400 AMP SIM cc

11000 AMP SIM cc

TM100 A100 A

480V

CONDUCTOR400 MCMTHWN75 C

300/5

Y

300/5

Y

5051

c

50

f

(7.7 KA SIMCC)

e

d

b

a

FIG. 1 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO

4-70

4.10 BIBLIOGRAFÍA 1 ANSI/NFPA 70-1984 NATIONAL ELECTRICAL CODE 2 GUIDE FOR PROTECTIVE RELAYING APLICATIONS TO POWER TRANS-

FORMESRS, ANSI/IEEE STANDARD C37.91 - 1984 3 INDUSTRIAL POWER SYSTEMS HANDBOOK. D. BEEMAN. ED. MEGRAW

HILL 4 APPLIED PROTECTIVE RELAYING. WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP. 1982 5 ANSI/IEEE Std 141-1986 IEEE RECOMMENDED PRACTICE FOR

ELECTRICAL POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL ELECTRICAL POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS

6 IEEE RECOMENDED PRACTICE FOR PROTECTION AND COORDINATION

OF INDUSTRIAL AND COMMERCIAL POWER SYSTEMS ANSI/IEEE STD. 242-1986

7 ELECTRIC UTILITY ENGINEERING REFERENCE BOOK. VOL. 3

DISTRIBUTION SYSTEMS WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP 8 RECOMMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FOR

INDUSTRIAL PLANTS. IEEE RED BOOK 9 CATÁLOGOS Y PUBLICACIONES DIVERSAS DE: FEDERAL PACIFIC

ELECTRIC, S.A. DE C.V GENERAL ELECTRIC DE MÉXICO, S.A. 10 ELECTRICAL SYSTEM ANALYSIS FOR INDUSTRIAL PLANTS. IRWING LAZAR.

EDITORIAL MC GRAW-HILL, PRIMERA EDICIÓN, 1980 11 WEST D.J. CURRENT TRANSFORMER APPLICATION GUIDELINES.

CONFERENCE RECORD IEEE IAS 1977 Annual meeting PP 110 - 126 12 ZOCHOLL, S.E. SOLID STATE OVERCURRENT RELAY WITH

CONVENTIONAL TIME CURRENT CURVES. IEEE PES WINTER MEETING, NEW YORK, 1972 PAPER C 72-042-5

13 ANSI C 37.46-1981, AMERICAN NATIONAL STANDAR SPECIFICATIONS

FOR POWER FUS C-S AND FUSE DISCONNECTING SWITHCES

4-71

14 ANSI CK37.47-1981 AMERICAN NATIONAL STANDARD SPECIFICATIONS FOR DISTRIBUTION FUSE DISCONNECTING SWITHCES, FUSE SUPPORTS, AND CURRENT LIMITING FUSES

15 ANSI/UL 198E-1982, SAFETY STANDAR FOR CLASS R FUSES 16 NEMA ABV1-1975, MOLDED-CASE CIRCUIT BREAKERS 17 NEMA SG-3 1981, LOW- VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKERS 18 ANSI/IEEE C37.96-1976, IEEE GUIDE FOR AC MOTOR PROTECTIONS 19 ANSI/IEEE C57.109-1985, IEEE GUIDE FOR TRANSFORMER

THROUGHFAULT-CURRENT DURATION

5-3

CAPÍTULO 5

SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS 5.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones mínimas para el diseño de un sistema de tierras y protección por pararrayos. 5.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS El diseño adecuado de un sistema de tierras debe cumplir con lo siguiente: a) Proporcionar un circuito adecuado de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes de tierra, ya sea debidas a una falla a tierra del sistema, o a la operación de un apartarrayos. b) Evitar que durante la circulación de corrientes de falla a tierra puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la instalación (ya sea sobre el piso o con respecto a partes métalicas puestas a tierra) que puedan ser peligrosas para el personal, considerando que las tensiones tolerables para el cuerpo humano deben ser mayores que las tensiones resultantes en la malla. c) Facilitar la operación de los dispositivos de protección adecuados, para la eliminación de falla a tierra. d) Proporcionar mayor confiabilidad y seguridad al servicio eléctrico. e) Evitar la aparición de potencial en el neutro del sistema en estrella aterrizado. Para satisfacer estos requisitos el cálculo del sistema de tierras puede resumirse al siguiente procedimiento: 5.2.1 Características del terreno Para iniciar el diseño del sistema de tierras, primeramente se debe solicitar a la especialidad correspondiente las características físicas y químicas del terreno: composición química, humedad, temperatura ambiente, resistividad ohmica,

5-4

resistividad ohmica superficial; para diferentes épocas del año, principalmente en época de estiaje. De no poder realizar las mediciones de la resistividad, recurrir a la tabla 5.6.1(ver pág. 19). 5.2.2 Corriente máxima de falla a tierra Por algún método de cálculo de corto circuito obtener el valor máximo (valor eficaz) de corriente de falla a tierra (Io), considerar el tipo de falla más severo. El valor de la corriente de corto circuito se ve afectado por el factor de seguridad y el factor de decremento.

I = I x F.D. x F.S. (Amperes)CC o

donde: ICC = Corriente de circuito corto corregida en amperes Io = Corriente de corto circuito de falla a tierra en amperes F.D. = Factor de decremento F.S. = Factor de seguridad (utilizar un valor de 1.0 a 1.5 para considerar un

futuro aumento de la corriente de falla a tierra) El valor del F.D. se puede obtener de la tabla 5.6.2 (ver pág. 19) para ciertos valores de duración de falla. 5.2.3 Calibre mínimo del conductor de la red de tierras El cálculo del calibre mínimo del conductor que constituye la red de tierra se determina con la expresión siguiente:

A =Icc

(CIRCULAR MILS)

logTm- Ta234+Ta

+1

33s

10

donde: A = Sección transversal del conductor en circular mils ICC

= Corriente corregida en amperes s = Tiempo en segundos, durante el cual circula la corriente de corto

circuito

5-5

Tm = Temperatura máxima permisible en el conector, en grados centígrados

Ta = Temperatura ambiente, en grados centígrados

5-6

La temperatura máxima permisible en conectores es: Tm = 450###### C (para conectores soldables) Tm = 250###### C (para conectores mecánicos) En el artículo 2403 inciso c) de la NOM-001-SEMP-1994 se indica que en la subestación eléctrica el área de la sección transversal de los conductores mínima es 107.2 mm2 (4/0 AWG). 5.2.4 Diseño preliminar de la red de tierras La red de tierras preliminar debe diseñarse tomando en cuenta las condiciones siguientes: a) El cable que forme el perímetro exterior de la malla, debe ser continuo de manera que encierre toda el área en que se encuentra el equipo de la subestación, con ello se evitan altas concentraciones de corriente y gradientes de potencial en el área y las terminales cercanas. b) La malla debe estar constituida por cables colocados paralela y perpendicularmente, con un espaciamiento adecuado a la resistividad del terreno y preferentemente formando retículas cuadradas. c) Los cables que forman la malla deben colocarse preferentemente a lo largo de las hileras de estructuras o equipo, para facilitar la conexión de los mismos. d) En cada cruce de conductores de la malla, éstos deben conectarse rígidamente entre sí y en los puntos adecuados conectarse a electrodos de tierra de 2.40 m de longitud mínima, clavados verticalmente. Donde sea posible, construir registros en los mismos puntos y como mínimo en los vértices de la malla. e) En subestaciones tipo pedestal, el sistema de tierra debe quedar confinado dentro del área que proyecta el equipo sobre el suelo. Nota: En las subestaciones tipo poste o pedestal se acepta como sistema de tierras la conexión del equipo a uno o más electrodos. La resistencia a tierra total debe cumplir con los valores indicados en el inciso 5.2.7. f) La red o malla de tierras debe estar enterrada, a una profundidad comprendida entre 0.30 a 1.0 m.

5-7

5.2.5 Número de electrodos requeridos La unión del conductor de la red de tierras al electrodo se deberá hacer con conectores del tipo mecánico o proceso de soldadura. El número de electrodos en la red de tierras se determina por la expresión siguiente:

Nv = 0.6 Ar donde: Nv = Número de varillas Ar = Área total de la malla propuesta en metros cuadrados Tipos de electrodos Se recomienda el uso de electrodos fabricados especialmente para la puesta a tierra, como se menciona en el inciso (a) siguiente, sin embargo si no se dispone de alguno de ellos se puede recurrir a otros medios de puesta a tierra, como se mencionan en los incisos de (b) a (e) siguientes; dependiendo de la importancia del servicio. a) Electrodos de acero con cubierta de cobre. b) Tubería metálica enterrada del sistema de agua potable.- Tubería metálica enterrada, con 3 m (10 pies) o más en contacto directo con la tierra. c) Estructura metálica del inmueble.- La estructura metálica del inmueble, cuando este en contacto directo con la tierra. d) Electrodo empotrado en concreto.- Un electrodo es aceptable si está formado por lo menos de 6 m (20 pies) de una o más barras o varillas de acero reforzado de no menos de 1.25 cm (1/2 pulgada) de diámetro; o consistente en una barra desnuda de cobre de al menos 6 m (20 pies) de longitud y de sección transversal de 21.15 mm² (4 AWG), embutido al menos 5 cm (2 pulgadas) dentro de una plancha o base de concreto directo con la tierra. e) Anillo de tierra.- Un anillo de tierra que consiste en un conductor de cobre desnudo, de sección transversal no menor de 33.6 mm² (2 AWG) de longitud no menor de 6 m (20 pies), enterrado en contacto directo con la tierra a una

5-8

profundidad de 80 cm (2.5 pies) del nivel del terreno y que rodee al inmueble o estructura. Cuando no se disponga de alguno de los electrodos anteriormente indicados o que no cumplan con el valor de la resistencia de tierra, sobre todo en lugares donde el terreno es muy seco, arenoso, rocoso, se puede recurrir a los siguientes electrodos artificiales. a) Electrodos profundos b) Electrodos horizontales.- Consiste en instalar un conductor de cobre desnudo enterrado en forma horizontal a una profundidad que va de 50 cm (20 pulgadas) a 100 cm (40 pulgadas), de diferentes configuraciones, las más usuales son: ángulo recto, estrella, en cruz, en cuadro, etc. c) Electrodos químicos.- En este método se modifica el medio que rodea al electrodo, bajando la resistividad del suelo, los más recomendables son: 1) Bentonita 2) Carbón mineral (coque) 3) Otros. Existen otros electrodos químicos que dan resultados

satisfactorios, pero que por tener patente, se consiguen en ciertas casas comerciales.

5.2.6 Longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras Para determinar la longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras desarrollar la fórmula siguiente:

L =Km Ki I t

116 + 0.17 (m)

cc

s

ρρ

donde: L = Longitud mínima requerida en la red de tierras, en metros

Km = Coeficiente que toma en cuenta el número de conductores paralelos "n", su diámetro "d", profundidad de instalación "h" y espaciamiento entre los mismos "D".

Km = 1

2 ln

D

16hd

1 ln (3/ 4)(5/ 6)(7 /8)....

2

π π+

5-9

La cantidad de factores entre paréntesis en el 2o. término es el número de conductores en paralelo "n" menos dos. Para el valor "d" utilice el área que se calculó en el punto 5.2.3 y catálogos de fabricante o ver tabla 5.6.3 (ver pág. 20). Ki = Factor de corrección por irregularidad.

Ki = 0.65+0.172 n n = Número de conductores en paralelo en una dirección que forman la malla ρ = Resistividad promedio del terreno en ###### -m t = Máxima duración del choque en segundos. Para efectos de cálculo en este

procedimiento considere t=s ρS

= Resistividad superficial del terreno en ###### -m Para poder proseguir con el cálculo de la red es necesario que se cumpla la siguiente comparación.

L < Lprop donde: Lprop = Longitud del conductor de la malla propuesta L = Longitud mínima requerida en la red de tierras 5.2.7 Resistencia de la red de tierras La resistencia de la red de tierras se determina por la fórmula siguiente:

R = ρ ρ4r L

+ Ω

donde: R = Resistencia de la red de tierras, en ohms ρ = Resistividad ohmica del terreno, en ohms-metro r = Radio de una placa circular equivalente, cuya área es la misma que la

ocupada por la malla real de tierras, en metros L = Longitud total de los conductores del sistema de tierras, en metros La resistencia eléctrica total del sistema de tierra debe conservarse en un valor (incluyendo todos los elementos que forman el sistema) menor a: 25 Ω para subestaciones hasta 250 kVA y 34.5 kV, 10 Ω en subestaciones mayores de

5-10

250 kVA y hasta 34.5 kV y de 5 Ω en subestaciones que operen con tensiones mayores a 34.5 kV. Para terrenos con resistividad mayor a 3000Ω-m, se permite que los valores anteriores de resistencia de tierra sean el doble para cada caso. 5.2.8 Cálculo del máximo aumento de potencial en la red de tierras Desarrollar la fórmula siguiente:

E = Icc x R (Volts) donde: E = máximo aumento de potencial en la red, en volts 5.2.9 Cálculo de potenciales tolerables Desarrollar las fórmulas siguientes:

Ept

Volts

Ect

Volts

S

S

=+

=+

116 07

116 017

.( )

.( )

ρ

ρ

donde: Ep = Potencial de paso tolerable en volts Ec = Potencial de contacto tolerable en volts 5.2.10 Cálculo de potenciales probables Desarrollar las fórmulas siguientes:

Epr = KsKi Icc

Lprop (Volts)

Em = KmKi Icc

Lprop (Volts)

ρ

ρ

5-11

Donde: Epr = Potencial de paso en la red, en volts Em = Potencial de malla Ks = Coeficiente que toma en cuenta la geometría de la red, diámetro del

conductor "d", profundidad de instalación "h" y el espaciamiento entre los mismos "D"

Ks = 1

1

2h

1

D +h

1

2D

1

3D......etc

π+ + + +

El total de términos dentro del paréntesis es igual al número de conductores en paralelo de la malla.

5.2.11 Condiciones de seguridad Para que la malla propuesta sea aceptada debe cumplir con la siguiente comparación.

Epr < Ep

Em < Ec 5.3 CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS 5.3.1 Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para

canalizaciones y equipo El calibre del conductor de cobre o aluminio para la puesta a tierra de equipos y canalizaciones deberá cumplir con lo indicado en la tabla 5.6.4 (ver pág. 21). 5.3.2 Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de un

sistema de corriente alterna El área del conductor del electrodo de puesta a tierra en un sistema de corriente alterna no debe ser menor que el indicado en la tabla 5.6.5 (ver pág. 22).

5-12

5.3.3 Formas de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible

La forma de conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible se realiza en función de las características físicas y de instalación del mismo. A continuación se presentan tres guías típicas de la conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible. 1) Cuando la envoltura del pozo es metálica y el elemento motor-bomba se encuentra a una profundidad mayor de 6 metros es puesta a tierra de acuerdo con la figura 5.7.1(a) (ver pág. 23). 2) Si la envoltura del pozo es de plástico o las terminales del motor se encuentran a más de 6 metros de profundidad, la conexión de puesta a tierra se ilustra en la figura 5.7.1(b) (ver pág. 23). Si la bomba se encuentra aislada eléctricamente del motor, la conexión se realiza como se indica en la figura 5.7.1(c) (ver pág. 23). 3) Si la envoltura del pozo no es metálica o las terminales del motor se encuentra a más de 6 metros de profundidad y la tubería de producción no es de metal, la forma de conexión se indica en la figura 5.7.1(d) (ver pág. 23). 5.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETA O PUNTA) 5.4.1 Datos necesarios para el cálculo Para el cálculo de pararrayos es necesario considerar lo siguiente: Altura del objeto bajo protección contra descargas atmosféricas (hO ) Altura de la estructura (he)

Altura del pararrayos (hp)

Distancia máxima horizontal al objeto por proteger (dh)

5-13

h ppθθ

pararrayos

estructura

hh o

X

dd hh

suelo

objeto bajoprotecciónhhe

5.4.2 Zona de protección La zona de protección que brinda un pararrayos contra descargas atmosféricas se determina por medio de las siguientes fórmulas:

X = y tg ###### (m) donde: X = Distancia máxima horizontal de protección a la altura del objeto, en

metros y = Altura efectiva sobre el plano de protección, en metros

y= he + hp - ho ###### = Ángulo de protección medida con relación al eje del pararrayos en

grados Los valores que toma ###### son: ###### = 30###### ; Para pararrayos aislados y ###### = 45###### ; Cuando la distancia entre estructuras y la altura de las

mismas es tal que las zonas para protección obtenidas por los pararrayos se cortan sobre el plano de los objetos por proteger.

5-14

5.4.3 Condición de seguridad

dh < X

5.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN 5.5.1 Ejemplo de red de tierras con electrodos Se desea hacer el cálculo de una red de tierras para una subestación eléctrica que tiene los datos siguientes: Capacidad = 500 KVA Tensión en alta tensión = 34.5 k V Tensión en baja tensión = 4.16 kV Temperatura ambiente (Ta) = 35°C Corriente de corto circuito(I

f = Io) = 15000 A

Resistividad del terreno ( ρ ) = 250 Ω.m Resistividad superficial del terreno ( ρs ) = 3000 ###### -m Tiempo de duración de la falla (ts) = 0.066 seg. = 4 ciclos Temperatura máxima del conector (Tm) = 450###### C Longitud de la varilla = 2.5 m 1o. Corriente máxima eficaz de falla a tierr a

I = I F.D. F.S.

I = 15000 1.40 1.25 = 26250 A

CC O

CC

× ×

× ×

2o. Calibre mínimo del conductor

A =ICC

log10 Tm Ta

234 + Ta1

33s

=−

+

5-15

A =26250

log 450 35

234 + 351

33 0.066

= 60851.024 CM

10

−+

×

El calibre AWG que corresponde a 60851.024 CM es 2 AWG, pero por lo indicado en el articulo 2403.2 inciso c) de la Nom-001-SEMP-1994 el calibre que se usará es de 4/0 AWG. 3o. Malla propuesta

120 m

120 m

Ar= 120x120 m2 n = 21 D = 6 m h = 0.8 m Longitud del conductor Conductores horizontales = 2520 m Conductores verticales = 2520 m total = 5040 m

5-16

4o. Número de electrodos

Nv =0.6 Ar

Nv =0.6 (120x120) = 72

5o. Longitud del conductor requerido

L = KmKi I t

116 +0.17 CC

s

ρρ

Km = 1

2 ln

D16 h d

1 ln

34

56

78

910

1112

....2

π π× ⋅

+ × × × × ×

Km=1

2ln

36

16 0.8 11.684 10-1

ln

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

3π π× × ×+

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

Km = 0.4324

Ki = 0.65+0.172n

Ki = 0.65+0.172(21)

Ki = 4.262

por lo tanto:

L = 0.4324 4.262 250 26250 0.066

116 + 0.17 (3000)

L = 4963.2492 m

× × × ×

Condición para seguir con el cálculo

L < Lprop

5-17

Lprop = (No. cond. verticales x long.) + (No. de cond. horizontal x long) + (Nv

x long) Lprop = (21 x120) + (21 x120) + (72 x 2.5) Lprop = 5220 m

4963.2492 < 5220 m 6o. Resistencia de la red

R = 4r L

r = A x120)

R = 250

4(67.70) 0.971

ρ ρ

π π

+

= =

+ =

(.

1206770

2505220

Ω

7o. Máximo aumento de potencial en la red

E = Icc x R

E = 26250 x 0.971

E = 25488.75 V

8o. Potenciales tolerables

Ep = 116 + 0.7

t =

116 + 0.7 (3000)

0.066 = 8625.768 VSρ

Ec = 116 + 0.17

t=

116 + 0.17 (3000)

0.066 = 2436.7 VSρ

9o. Potenciales probables

5-18

Epr Ks KiI

L = ρ

Ks = 1

1

2h +

1

D + h +

1

2D +

1

3D + . . .

π

Ks = 1 1

2x0.8 +

1

6x0.8 +

1

2x6 +

1

3x6 +

1

4x6 +

1

5x6 +

+ 1

6x6 +

1

7x6 +

1

8x6 +

1

9x6 +

1

10x6 +

1

11x6

π

+

+ 1

12x6 +

1

13x6 +

1

14x6 +

1

15x6 +

1

16x6 +

1

17x6 +

1

18x6 +

1

19x6 +

1

20x6 0.4031 +

=

Epr = 0.4031 x 4.262 x 250 x 26250

5220 = 2159.85 V∴

Em = Km Ki I

L ρ

Em = 0.4324 x 4.262 x 250 x 26250

5220 = 2316.85 V

10o. Verificar condiciones de seguridad

Epr < Ep

Em < Ec

2159.85 < 8625.768

2316.85 < 2436.7

5-19

5-20

5.5.2 Ejemplo de protección por pararrayos 1o. Datos hO = 5 m hC = 15 m hp = 1.2 m

dh = 6 m ###### = 30º 2o. Zona de protección

X= y tg ######

y = hc+hp-ho

= 15+1.2-5

= 11.2 m

###### X = 11.2 tg 30######

= 6.46 m 3o. Condición de seguridad

6 < 6.46 Por lo tanto la altura del pararrayos es la apropiada

5-21

5.6 TABLAS

TIPO DE SUELO RESISTIVIDAD OHMICA EN OHMS - METRO

Terreno húmedo o suelo orgánico 10-15 Terreno de cultivo arcilloso 10-100 Tierra arenosa húmeda 200 Tierra arenosa seca 1000 Tierra con guijarros y cemento 1000 Suelo rocoso 3000 Roca compacta 10000

TABLA 5.6.1 RESISTIVIDAD OHMICA PROMEDIO DEL TERRENO

(REFERENCIA : IEEE STD 80-1986)

DURACIÓN DE LA FALLA s (seg) ciclos (60hz)

FACTOR DE DECREMENTO

0.008 1/2 1.65 0.1 6 1.25 0.25 15 1.1

0.50 o más 30 o más 1 Para valores intermedios de duración de falla, los factores de decremento pueden ser obtenidos por interpolación.

TABLA 5.6.2 VALORES DEL FACTOR DE DECREMENTO

(REFERENCIA: IEEE STD 80-1986)

5-22

CALIBRE DIÁMETRO NOMINAL SECCIÓN TRANSVERSAL

AWG mm Pulgs mm² circular mils

4/0 11.684 0.4600 107.20 211,600 3/0 10.404 0.4096 85.03 167,800 2/0 9.266 0.3648 67.43 133,100 1/0 8.251 0.3249 53.48 105,500 1 7.348 0.2893 42.41 83,690 2 6.544 0.2576 33.63 66,370 3 5.827 0.2294 27.67 52,640 4 5.189 0.2043 21.15 41,740 5 4.621 0.1819 16.77 33,100 6 4.115 0.1620 13.30 26,250 7 3.665 0.1443 10.55 20,820 8 3.264 0.1285 8.366 16,510 9 2.906 0.1144 6.634 13,090

10 2.588 0.1019 5.261 10,380 11 2.305 0.09074 4.172 8,234 12 2.053 0.08081 3.309 6,530 13 1.828 0.07196 2.624 5,178 14 1.628 0.06408 2.081 4,107 15 1.450 0.05707 1.650 3,257 16 1.291 0.05082 1.309 2,583 17 1.150 0.04526 1.038 2,048 18 1.024 0.04030 0.8231 1,624 19 0.9116 0.03589 0.6527 1,288 20 0.8118 0.03196 0.5176 1,022 21 0.7229 0.02846 0.4105 810.1 22 0.6438 0.02535 0.3255 624.4 23 0.5733 0.02257 0.2582 509.5 24 0.5106 0.02010 0.2047 404.0 25 0.4547 0.01790 0.1624 320.4 26 0.4049 0.01594 0.1288 254.1 27 0.3606 0.01420 0.1021 201.5 28 0.3211 0.01264 0.08098 159.8 29 0.2859 0.01126 0.06422 126.7 30 0.2546 0.01025 0.05093 100.5 31 0.2268 0.008928 0.04039 79.70 32 0.2019 0.007950 0.03203 63.21 33 0.1798 0.007080 0.02540 50.13 34 0.1601 0.006305 0.02014 39.75

5-23

TABLA 5.6.3 DIÁMETRO DE CONDUCTORES DESNUDOS DE COBRE

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

CAPACIDAD DE AJUSTE

DEL DISPOSITIVO

SECCIÓN TRANSVERSAL

AUTOMÁTICO SOBRECORRIENTE

UBICADO ANTES DEL EQUIPO, TUBERÍA, ETC.

Cobre

Aluminio

NO MAYOR EN (AMPERES) (mm²) (KCM) (AWG)

(mm²) (KCM) (AWG)

15 2.082 14 3.307 12 20 3.307 12 5.260 10 30 5.260 10 8.367 8 40 5.260 10 8.367 8 60 5.260 10 8.367 8 100 8.367 8 13.30 6 200 13.30 6 21.15 4 300 21.15 4 33.62 2 400 27.67 3 42.41 1 500 33.62 2 53.48 1/0 600 42.41 1 67.43 2/0 800 53.48 1/0 85.01 3/0 1000 67.43 2/0 107.2 4/0 1200 85.01 3/0 126.7 250 1600 107.2 4/0 177.3 350 2000 126.7 250 202.7 400 2500 177.3 350 304 600 3000 202.7 400 304 600 4000 253.4 500 405.4 800 5000 354.7 700 612 1200 6000 405.4 800 612 1200

TABLA 5.6.4 SECCIÓN TRANSVERSAL MÍNIMA DE LOS CONDUCTORES DE

PUESTA A TIERRA PARA CANALIZACIONES Y EQUIPOS

5-24

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994) ÁREA DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR MÁS GRANDE DE ACOMETIDA O SU EQUIVALENTE PARA CONDUCTORES EN PARALELO

ÁREA DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR PARA ELECTRODO

DE PUESTA A TIERRA

Cobre mm²

Aluminio mm²

Cobre mm²

Aluminio mm²

hasta 33.62 hasta 53.48 8.367 13.30 más de 33.62 hasta 53.48

más de 53.48 hasta 85.01

13.30 21.15

más de 53.48 hasta 85.01

más de 85.01 hasta 126.7

21.15 33.62

más de 85.01 hasta 177.3

más de 126.7 hasta 253.4

33.62 53.48

más de 177.3 hasta 304.0

más de 253.4 hasta 456.0

53.48 85.01

más de 304.0 hasta 557.4

más de 456.0 hasta 886.5

67.43 107.2

más de 557.4 más de 886.5 85.01 126.7 TABLA 5.6.5 CONDUCTOR PARA ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA EN

SISTEMAS DE CORRIENTE ALTERNA

(REF. NOM-001-SEMP 1994 ART. 250-94)

5-25

5.7 FIGURAS

METAL O

PLÁST ICO

FIG. (a) FIG. (b)

M E T A L

FIG. (c) FIG. (d)

M E T A L

PLÁST ICO

CONEX IÓN

PLÁST ICO

PRODUCC IÓN

PLÁST ICO

PUESTA A T IERRA

C O N D U C T O R D E

C O N D U C T O R D E

TUBER ÍA DE

METAL O

C O N D U C T O R D E

PUESTA A T IERRAC O N D U C T O R D E

PUESTA A T IERRA

C O N D U C T O R D E

PUESTA A T IERRA

FIG. 5.7.1 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un

elemento motor-bomba sumergible

5-26

5.8 REFERENCIAS IEEE std 80-1986 Guide for safety in substation grounding Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEM-1994 Manual Eléctrico Conelec Elementos de diseño de Subestaciones Eléctricas Gilberto Enriquez Harper

6-2

CAPÍTULO 6

SISTEMAS DE CONTROL 6.1 OBJETIVOS a) Establecer en forma esquemática las bases para el desarrollo de instalaciones eléctricas de los sistemas de control de motores a través de los diagramas lógicos y de control eléctrico. b) Presentación y descripción en una forma práctica y sencilla de los componentes auxiliares para los sistemas de control de motores y de otras cargas que normalmente forman parte del sistema eléctrico de una estación de bombeo, planta de tratamiento de aguas, etc. 6.2 CONSIDERACIONES GENERALES El término Sistema de Control, se aplica al conjunto de elementos básicos de control, como son: arrancadores, contactores, controladores lógicos programables (PLC's), relevadores de control y auxiliares, estaciones de botones, instrumentos, etc., que interconectados en una forma adecuada, se utilizan para llevar acciones de gobierno, mando o regulación sobre un motor u otra carga eléctrica o la combinación de las mismas. La aplicación de estos controles a motores tiene como objeto principal realizar funciones como arranque/paro automático, alternación de operación automática, protección, inversión de giro, etc. Los sistemas de control se clasifican de la manera siguiente: a) Por su localización: - Local (junto al motor o "a pie de máquina"). - Remoto (en gabinete y/o en cuarto de control de motores, etc.) b) Por su modo operativo: - Manual - Semiautomático - Automático

6-3

c) Por sus componentes de maniobra: - Electromecánicos - Electrónicos o estáticos d) Por su forma operativa: - Eléctricos - Electromagnético - Electromecánico - Mecánicos - Electrónicos - Estáticos - Combinación de dos o más de los citados 6.3 EQUIPOS DE CONTROL 6.3.1 Generalidades El concepto de control, en el sentido correspondiente a este manual, comprende todos los métodos usados para garantizar la operación segura de un motor u otra carga eléctrica. Estos métodos abarcan desde la operación manual de arranque/paro, hasta la automatización completa, pero inevitablemente se hará uso de un dispositivo o equipo de control que normalmente recibe el nombre de controlador. El controlador puede estar integrado por equipos electromagnéticos o estáticos, de estado sólido o combinación de estos. Puede ser también en el caso de un motor, un arrancador con una estación de botones para operarlo en forma local o a control remoto; un dispositivo que lo arranque por pasos o invirtiendo su sentido de rotación o bien haciendo uso de las señales de las variables a controlar, como pueden ser temperatura, presión, nivel de un líquido, o cualquier otro cambio físico. Por simple o complejo que sea el sistema, siempre estará compuesto de un cierto número de componentes conectados entre sí para cumplir con un comportamiento determinado. El principio de operación de estos componentes es el mismo y su capacidad varía dependiendo del tamaño del motor que van a controlar.

6-4

La selección adecuada de un controlador se determina en base a las características técnicas del motor o equipo eléctrico (potencia, amperes, volts, frecuencia, número de fases, etc.), ciclo de trabajo, tipo de carga mecánica y las condiciones de su instalación. Los principales tipos de controladores son los siguientes: a) Desconectadores b) Arrancadores manuales c) Interruptores termomagnéticos d) Arrancadores tipo tambor e) Contactores magnéticos f) Arrancadores estáticos g) Variadores de frecuencia 6.3.2 Equipos auxiliares de control Los equipos auxiliares de control proporcionan al controlador o a su sistema, las señales necesarias para efectuar maniobras de manera predeterminada. Algunos de ellos se mencionan a continuación (los criterios y recomendaciones para su selección se ven en el capítulo 11 de este manual): a) Estación de botones Una estación de botones es básicamente un desconectador de control en el que se activan dos o más contactos de forma momentánea o sostenida y pueden ser Normalmente Abiertos (NA) o Normalmente Cerrados (NC). En una instalación eléctrica se puede usar más de una estación de botones, de manera que se puede controlar un motor desde tantos puntos como estaciones se tengan y se diseñan para uso normal o pesado (cuando se usan con mucha frecuencia). b) Selectores Son dispositivos, que como su nombre lo indica, “seleccionan” la función y/o la forma como se debe realizar la operación eléctrica por el sistema de control o el propio controlador. Así pues, existen selectores “local-remoto”, “manual-automático”, “arrancar-parar”, “adelante-reversa”, etc.

6-5

c) Relevadores térmicos y de aleación fusible Un relevador térmico, también conocido como relevador de sobrecarga (OL), es un dispositivo sensible a la temperatura, cuyos contactos abren cuando la corriente del motor excede a un límite preestablecido, debido a una sobrecarga o a fallas en el arranque. Para motores trifásicos se usan normalmente tres unidades (una por fase) en serie con el circuito de fuerza de motor y sus contactos operan en el circuito de control en serie con la bobina respectiva. Cuando se tienen motores de gran potencia se pueden usar estos dispositivos conectándolos a través de transformadores de corriente. Los relevadores térmicos son dispositivos de retardo de tiempo en forma inherente, debido a que la temperatura no puede seguir en forma instantánea a los cambios de la corriente. Existen relevadores del tipo aleación fusible que no se pueden graduar, pero que ofrecen una protección confiable contra sobrecarga. Los relevadores de sobrecarga se seleccionan en base a la corriente nominal de placa del motor, su factor de servicio y a la temperatura de operación, la cual es normalmente de 30 ºC, (considerando que es la misma de la ubicación del controlador). En caso de que estas temperaturas sean diferentes se deben realizar ajustes de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. d) Lámparas piloto o indicadoras Las lámparas piloto se usan como elementos auxiliares de señalización para indicar la condición de un componente remoto en un sistema de control. Por ejemplo: - Lámpara roja, sistema energizado - Lámpara verde, no energizado - Lámpara amarilla o ámbar condición anormal del sistema de control e) Relevadores electromagnéticos Son desconectadores electromagnéticos que se emplean como dispositivos auxiliares en los circuitos de control de arrancadores de motores grandes o directamente como arrancadores en motores pequeños.

6-6

Cada relevador electromagnético abre y cierra un conjunto de contactos cuando su bobina se energiza. Los relevadores de control se usan por lo general en circuitos de baja potencia y pueden incluir relevadores de tiempo retardado que cierran y abren sus contactos en intervalos de tiempo definidos. Como alternativa a los relevadores electromagnéticos se tienen los estáticos, que a través de circuitos electrónicos realizan con ventajas las operaciones requeridas. f) Relevadores de control de tiempo Cuando en un sistema eléctrico se requiere controlar el tiempo de operación de un equipo, dar una cierta secuencia o cumplir con funciones a intervalos de tiempo, se usan los llamados “relevadores de control de tiempo” cuyo principio de operación se puede basar en la acción neumática, los de fluido amortiguador, los que usan motores eléctricos, del tipo estático, etc. Los dos primeros son elementos que operan en forma mecánica. Los relevadores de tiempo a base de un motor eléctrico (y levas ajustables) se usan en operaciones de control que son cíclicas. Los relevadores de tiempo del tipo estático controlan sus operaciones en base a un circuito integrador. g) Alternadores eléctricos Estos elementos son usados cuando se requiere en un sistema de control, el arranque y paro automático de dos o más motores (bombas) en forma alternada para un mismo servicio, por ejemplo, instaladas en un tanque común en donde uno será relevo del otro, o para operar ambas cuando la demanda exceda la capacidad de una de las dos unidades de bombeo, o simplemente para uniformizar el desgaste en cada una de ellas. Son empleados comúnmente en: - Suministro de agua potable a tanques o cárcamos - Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores - Dosificación de reactivos en plantas potabilizadoras

6-7

6.3.2.1 Instrumentación de control Se refiere a elementos que no son parte del control del motor, pero intervienen en la secuencia de su operación, proporcionando señales permisivas o condicionales, por ejemplo los siguientes: a) Interruptores de límite Su acción, depende de la posición de un dispositivo mecánico, sensible a distintos tipos de señales como son la dirección de rotación, posición, límite, etc. Se seleccionan de acuerdo a su tipo de instalación, voltaje, carga y ambiente de ubicación. b) Interruptores de nivel Son dispositivos de control que permiten abrir o cerrar un circuito eléctrico como resultado de un incremento o disminución en el nivel de líquido (agua) de un tanque, recipiente, sumidero o cárcamo. Los más comunmente usados en las instalaciones de distribución de agua potable, tratamiento y alcantarillado son: b.1) Tipo electrodo.- También conocido como sonda eléctrica, basa su funcionamiento en abrir y cerrar un circuito de control eléctrico siempre energizado. En su forma más simple consta de una sonda compuesta de un cable duplex con aislantes a prueba de agua, intemperie, luz solar y uso rudo que se enrolla y desenrolla en un tambor al subir o bajar el electrodo conectado en uno de sus extremos, al seguirse el cambio de nivel de agua clara dentro de un pozo. b.2) Tipo pera.- Por su diseño sencillo (no lleva partes movibles), construcción sellada y con materiales resistentes a sustancias corrosivas (mantenimiento prácticamente nulo), además de su bajo costo, este dispositivo está siendo ampliamento utilizado para detectar los niveles de agua clara o aguas negras en cualquier depósito, cárcamo o canal siempre y cuando exista poca turbulencia u oleaje sobre el espejo de agua. Constituido por una cubierta de PVC (pera), la cual es soportada por un cable conductor con aislante del mismo material, mantiene sellado el entorno del contacto eléctrico dado por una cápsula de mercurio que al variar su posición conforme el nivel del líquido llega al detector, cierra y abre un circuito eléctrico de control.

6-8

b.3) Flotador.- Su uso más frecuente es para arrancar o parar equipos de bombeo hidráulico y su función principal es mantener un nivel de agua dentro de los valores límites (definidos por límite máximo y límite mínimo) en tanques de gran capacidad y cárcamos. Existen distintas versiones constructivas de estos interruptores, pero todos se basan en el mismo principio, que es la acción de un flotador sujeto desde la parte superior del recipiente o depósito por un cable, el cual mediante poleas, transmite su movimiento a un contrapeso que a su vez abre o cierra los contactos de un microinterruptor convirtiendo esta acción en una señal de mando sobre el dispositivo del circuito eléctrico de control respectivo c) Interruptor de presión Al igual que el elemento anterior, este convierte una acción de movimiento o de fuerza ejercida por la variación de la presión estática, dentro de la tubería o un recipiente cerrado, a una señal de mando sobre el correspondiente dispositivo del circuito eléctrico que finalmente actuará al equipo de control, manteniendo dicha variable dentro de los valores límites operacionales. Se diseñan de diferentes tipos dependiendo del rango de presión manejado. d) Interruptor por temperatura (elementos térmicos) Son elementos que básicamente emplean dispositivos bimetálicos, sondas de resistencia o termopares como sensores de temperatura, que accionan sobre grupos de contactos cuando se presentan cambios de esta variable dentro de los rangos fijados como límites del control. e) Interruptor detector de ruptura de bandas Se emplean en transportadores de sólidos o lodos en los cuales se desea detectar la ruptura de banda. Se conectan directamente a la flecha de la polea de cola del transportador, de tal forma que al dejar de girar se operan unos contactos, que provocan el paro del motor. Se seleccionan de acuerdo a su tipo de montaje, Volts, Amperes y ambiente de ubicación.

6-9

f) Sensores de vibración Se emplean en motores, bombas y turbinas de gran potencia y están integrados por dispositivos que se instalan directamente en la flecha del equipo y que envían sus señales a amplificadores que a su vez accionan contactos auxiliares de alarma y paro. La selección adecuada de estos sistemas se hace en base a la amplitud máxima de vibración del equipo de acuerdo a datos del fabricante, el tipo de instalación de los sensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación. g) Tacómetros Detectan la velocidad de giro y se utilizan en motores, bombas y turbinas de gran tamaño. Pueden ser del tipo mecánico, centrífugo o electrónico. Dentro de estos últimos se emplean transductores que producen una señal analógica o digital proporcional a la velocidad. De acuerdo al tipo de transductor se tienen los tipos siguientes: - De corrientes parásitas - De corriente alterna - De corriente directa o dínamo - De frecuencia La selección adecuada de estos dispositivos se hace en base a la velocidad de giro nominal del equipo de acuerdo a datos de placa, el tipo de instalación de los sensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación. 6.3.2.2 Controlador lógico programable (PLC) El controlador lógico programable (plc), es un sistema electrónico computarizado que programado de manera adecuada puede realizar, con grandes ventajas técnicas y económicas, las maniobras de control y protección de un sistema. Normalmente, consiste de una unidad central de proceso y varios módulos de entradas y salidas, para manejar señales digitales o analógicas, que se instalan en bastidores soporte en un tablero diseñado para tal fin.

6-10

Para un plc una entrada o salida digital, estará representada por la presencia o ausencia de voltaje en el punto de conexión correspondiente. En cambio una entrada o salida analógica corresponde a un valor dado en milivolts o microamperes. Por lo anterior, cuando el PLC debe mandar una señal de control a un dispositivo cuya corriente de operación excede la capacidad de su circuito de salida , se deben utilizar relevadores de interfase que tengan la capacidad suficiente. Esto no representa una desventaja frente a una de las principales características del PLC que es poder sustituir una gran cantidad de relevadores de secuencia. Para seleccionar un PLC, se debe especificar la cantidad de salidas y entradas, analógicas y digitales, la capacidad de memoria y el tipo de bastidor de montaje. Así como los equipos periféricos como el dispositivo de programación, de comunicación, etc. 6.3.2.3 Cables de control Los cables de control están formados por uno (monopolar) o por varios conductores con aislamiento individual y agrupados por una cubierta exterior para formar un solo conjunto multiconductor. El uso del cable multiconductor será opcional para las instalaciones de agua potable, saneamiento y alcantarillado. Los elementos que los integran se describen a continuación. a) Conductores. Calibre 14 AWG formados por hilos de cobre suave recocido o aluminio. b) Aislamiento (individual). Formado por compuestos termoplásticos o elastoméricos, capaces de trabajar a 600VCA max. a una temperatura de 95 ºC en ambiente seco y 75 ºC en ambiente húmedo. c) Pantalla metálica o blindaje (opcional). Formada por cintas o mallas de cobre sobre la cinta reunidora. Su función es la de evitar la inducción originada por sistemas de alta o baja tensión. Para evitarlos se pueden blindar adicionalmente en grupos o en pares. d) Cubierta exterior (en multiconductor). En general los cables de control llevan una cubierta para protegerlos contra daños de agentes externos como luz solar, humedad, ambientes corrosivos, etc. Para brindar una protección adicional contra la corrosión, se utiliza una cinta de 5 mm. de

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espesor de bronce bajo esta cubierta, esta cinta también brinda una protección contra roedores y termitas en cables directamente enterrados. 6.3.2.4 Métodos y prácticas para la limitación de voltajes inducidos Los métodos para limitar los transitorios inducidos en el cable de control son: 1) Diseñar adecuadamente las rutas de los cables de control y su protección, es decir, no juntarlos en las rutas de los cables de energía. 2) Mantener los voltajes transitorios en niveles inferiores al de falla del aislamiento de los cables (menor de 3 kV). Esto se puede lograr con un buen aterrizaje del equipo instalado. 3) Utilizar un blindaje en los cables que estén o pasen junto a cables de energía y en sistemas con una tensión al neutro superior a 150 kV y aterrizarlo en los dos extremos. Los materiales para el blindaje pueden ser: a) Cinta de cobre sobre el cable b) Conduit de cobre con juntas soldadas c) Conductor de cobre desnudo junto a los cables de control d) Cinta poliester con una capa de aluminio 4) El neutro de los transformadores de corriente o de los transformadores de potencial que va a tierra, debe conectarse en la caja de tableros. 5) Los cables secundarios de los transformadores de corriente o de potencial que salen de los equipos de alta tensión, deben correr lo más próximo posible a su conexión con la red de tierras, antes de continuar al edificio de tableros. 6) En todos lo cables de control de la zona de alta tensión debe evitarse que se formen mallas, o sea que el conductor de ida y el de regreso de cualquier circuito debe correr por la misma ruta y juntos. Si el cable de control es muy largo, se deberán poner a tierra puntos intermedios del blindaje, (cada 20 m. más o menos), para evitar tensiones inducidas elevadas en la pantalla durante los transitorios. 7) El tubo conduit de aluminio o de acero galvanizado tiene excelentes propiedades para el blindaje de conductores.

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8) Los cables de control sin blindaje se pueden proteger en formas diferentes: a) Poniendo a tierra en sus dos extremos, conductores de reserva. b) Colocando tapas metálicas sobre la trinchera y conectando a tierra cada una de ellas. Estas tapas podrán ser de fierro o aluminio. c) Instalando en cada una de las paredes de las trincheras un cable de cobre desnudo de 4/0 AWG que se conectará a la red de tierras cada 20 m. 9) Para los casos de radio frecuencias del orden de mega hertz, se conectan a tierra los extremos de un capacitor de 0.1 micro-farad en las terminales de cada conductor del cable de control. 10) En el caso de subestaciones con bancos de capacitores de alta energía, los transitorios se tratarán de suprimir en fuente (interruptor) utilizando unas resistencias de 160 ohms que ya deben traer los interruptores correspondientes y además punteando a tierra, lo más cerca posible del edificio de tableros, a través de capacitores. 11) En los registros, los cables de control y protección deberán entrar en ángulo recto con los cables de energía de baja tensión. 6.4 DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL El propósito de estos diagramas es el de mostrar el desarrollo de la secuencia lógica de operación del sistema de control. Este tipo de diagramas, en cierta forma muestran la relación funcional que existe entre los elementos que intervienen dentro del sistema, pero no es un diagrama de conexiones. El desarrollo de la secuencia lógica del sistema de control es mostrada por medio de símbolos de compuertas lógicas “Y”, “O”, y “NO” y/o la combinación de estas, manejando señales lógicas 0 y 1 (ver figura 6-1A).

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6.5 DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO Estos diagramas también conocidos como diagramas de escalera se desarrollan con la finalidad de mostrar el arreglo de las conexiones e interconexiones físicas de todos los elementos que intervienen en el control de arranque/paro de los motores y otras cargas eléctricas de un sistema, mostrando la polaridad de alimentación, bornes de conexión y los elementos auxiliares. En cierta forma, también se muestra la secuencia en la cual se desarrollan las operaciones de control, por lo que algunos proveedores de PLC's los utilizan para su programación. La correcta estructuración de un diagrama de control debe considerar lo siguiente: - Simbología estandarizada (ver figura 6-1B). - Número de identificación para cada uno de los elementos integrantes el diagrama. Este número lo asigna el diseñador.

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- Número de identificación de cada uno de los puntos de conexión de los dispositivos de fuerza y control los cuales se obtienen de la información de fabricantes - Número de identificación de tablillas terminales en gabinete(s) - Identificación de cables de interconexión - En general, identificación de todos los puntos de conexión (en campo y en tableros) 6.6 EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL A continuación se ejemplifica en forma descrita y/o esquemática, el funcionamiento de algunos sistemas de control básicos, con el objeto de complementar el conocimiento de la operación de los mismos.

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6.6.1 Arranque y paro de motor (figuras 6-2 y 6-3)

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6.6.2 Control de nivel en tanque elevado. (figuras 6-4 y 6-5) Aplicación: Control del nivel de agua en un tanque elevado alimentado por un cárcamo o un pozo de extracción de agua. Secuencia de operación: El arranque del motor se inicia cuando el electronivel L1 envía la señal de alto nivel. Una vez iniciada la operación el motor dejará de operar hasta alcanzar el nivel del interruptor de nivel H, el cual enviará la señal de paro. El siguiente ciclo de operación se dará cuando el nivel de agua llegue al interruptor L1.

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6.6.3 Secuencia de arranque (figuras 6-6, 6-7 y 6-8) Aplicación: Controlar la operación de dos o más motores de forma secuencia, a partir de una acción evitando el arranque simultáneo de motores. Secuencia de operación: Como ejemplo se tienen cuatro motores, de los cuales tres se arrancarán a través la secuencia 123, 234, 341 ó 412 y el cuarto se mantendrá de reserva. La tabla 1 de la figura 6-8 muestra la posición que se debe escoger en el selector para mantener una secuencia determinada. En esta misma figura, se aprecia en el circuito de control del motor, que existe otro selector para operar los motores en forma automática o manual, o para dejarlos fuera. La operación en forma manual depende de los botones de paro y arranque, mientras que la operación automática depende del circuito de secuencia. En el circuito de secuencia se observa lo siguiente: La posición de secuencia 123 en el selector, activa la bobina R.A., que cerrará sus contactos en el circuito del motor 1, del motor 2 y del motor 3. El circuito del motor 4 no tiene contactos R.A. y por lo tanto no arrancará. Al cerrar el contacto R.A., del circuito del motor 1, se activan las bobinas del relevado REM y su correspondiente relevado de tiempo RT1. En este caso, el motor 1 arrancará inmediatamente, cuando los contactos M1 cierran. Después de un lapso de tiempo (que es determinado por RT1), se cierra el contacto RT1 del circuito del motor 2, energizando sus bobinas de tiempo y de arranque respectivas. De forma similar se arranca el motor 3, pero aunque cierre sus contactos RT3, no le es posible energizar a las bobinas RM4 y RT4 ya que los contactos RD, RB y RC están abiertos. De esta manera se tienen 3 motores con arranque secuencial y uno de reserva.

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6.6.4 Transferencia (figuras 6-9 y 6-10) Aplicación: El Sistema de control consiste de dos partes principales: La primera es cuando la carga está conectada a la fuente normal con su circuito de control correspondiente; y la segunda, cuando dicha carga se transfiere a la fuente de emergencia condición en la cual, se usa el circuito de control para la condición anormal. Secuencia de operación: En condiciones de operación normal, la fuente alimenta al circuito de control correspondientes el cual energiza la bobina del relevador de transferencia (SE). manteniendo encendida la lámpara verde (fuente normal) y energizada la bobina del relevador de corte de carga normal (N) y éste cierra sus contactos para alimentar a la carga. Si ocurre una falla en la fuente normal, el circuito de control correspondiente queda desenergizado, conectando la carga a la fuente de emergencia, lo cual se indica al encenderse la lámpara roja (R). Cuando la fuente normal recupera sus condiciones de operación, su circuito de control toma el mando de nuevo y reestablece la alimentación. Se observa que existe un doble bloqueo para que no se produzcan corto circuitos o sobre voltajes al alimentar la carga, ya que hay un contacto SE el cual está abierto cuando la fuente normal funciona correctamente y además existe un bloqueo mecánico con los contactos del relevador de corte de carga de emergencia (E).

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6.6.4 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad

del agua. (figuras 6-11, 6-12 y 6-13) Aplicación: Este tipo de sistemas de control se utilizan cuando se desea automatizar la operación remota de una bomba para extracción de agua con ciertas características y las debidas protecciones al motor de la misma. Secuencia de operación: La operación de ésta configuración depende de la posición del selector manual-automático. Cuando el selector está en posición manual el funcionamiento es el mismo que el indicado en las figuras 6-2 y 6-3 para el arranque de un motor. Si se posiciona al selector en modo automático, el motor funcionará mientras no baje el nivel del agua, mientras no disminuya la presión y también, mientras no varíe la calidad del agua.

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6.6.5 Control de nivel en varios tanques de almacenamiento (figuras 6-14,

6-15 y 6-16). Aplicación: Controlar el nivel en varios tanques de almacenamiento, estando alimentados desde una cisterna o cárcamo mediante una bomba con motor eléctrico. El control de nivel se obtiene controlando el arranque/paro de la bomba. Se requieren interruptores de alto y bajo nivel en cada tanque de almacenamiento y un interruptor de bajo nivel en el cárcamo o cisterna. Secuencia de operación: Los interruptores de nivel operan normalmente cerrados, de tal forma que si existe bajo nivel en cualesquiera de los tanques, automáticamente arrancará la bomba y se parará hasta que el alto nivel se presente en todos los tanques de almacenamiento. El interruptor por bajo nivel en el cárcamo o cisterna, funciona como permisivo de paro de la bomba.

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6.6.6 Control de alumbrado por fotocelda (figura 6-17) Aplicación y secuencia de operación: Se requiere controlar la alimentación al tablero de alumbrado para esto se utiliza un relevador M, cuya bobina está energizada siempre que el selector SS esté en posición manual, y dicha bobina solo se energiza cuando el contacto de la fotocelda se cierra, en la posición automática del selector. De este modo tenemos que el selector está en posición manual, la bobina estará siempre energizada y el tablero de alumbrado estará alimentado, y si el selector está en posición automático, se necesita que la fotocelda esté operando para que el relevador M cierre sus contactos. Ver diagrama lógico también dentro de la misma figura.

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6.6.7 Alarmas (figuras 6-18 y 6-19) Aplicación: Gabinetes de alarmas (visuales y acústicas), mímicos, lámparas de señalización, etc. Secuencia de operación: Cuando se activa alguna de las alarmas mostradas en estos diagramas (alarma n), energiza su correspondiente relevador (Rn) y lámpara (An). El que se energize cualquier relevador de alarmas, tiene como consecuencia que se active la alarma acústica. Ésta permanecerá operando hasta que se presione el botón de conocimiento, que a su vez operará el relevador RG y la lámpara AG. Los diodos indicados en el diagrama esquemático de control se utilizan para que en caso de que exista alguna alarma, se energize sólo una bobina (con su respectiva lámpara) a la vez; y para que al presionar el botón de prueba, se enciendan todas las lámparas sin accionar ningún relevador y sin embargo, se haga operar a la alarma acústica. En resumen, tenemos: cuando una alarma se activa, enciende una lámpara y la alarma acústica, si se oprime entonces el botón de conocimiento de alarmas, la alarma acústica cesa y se enciende la lámpara principal AG. El sistema permanece activo hasta que se desactiva la alarma que inició la operación.

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6.6.8 Control de retrolavado de filtros (figuras 6-20, 6-21 y 6-22) Aplicación: Automatizar la operación secuencial de las válvulas de seccionamiento (apertura/cierre) y del equipo de bombeo involucrado en el proceso de retrolavado de filtros, para una planta de tratamiento de aguas residuales. Este tipo de sistemas de control secuencial, por el hecho de tener cierta complejidad, es recomendable operarlos en forma automática, a través de un secuenciador a base de microprocesador o de un control lógico programable (PLC). En estos sistemas participan elementos primarios o detectores (interruptores de nivel, de posición, botones o mandos manuales, etc.) los cuales con la ayuda de los diagramas lógicos o con los esquemáticos de control (escalera), serán configuradas como entradas digitales al secuenciador, mientras que a los operadores de las válvulas, motores y cualquier elemento final se le configurará como salida digital del mismo secuenciador. Secuencia de operación: Ya sea a través de la señal de alto nivel del interruptor LSH-1201 o de la señal del botón manual PB-1201, la secuencia de operación para el retrolavado del filtro se iniciaría de la siguiente forma: 1.- Después de recibir la señal del LSH-1201 ó PB-1201 se envía la señal de cierre a las válvulas KV-1201 y KV-1210. 2.- Una vez confirmado el cierre de estas válvulas, se envía la señal para activar el secuenciador de apertura de la válvula de drenaje KV-1204. 3.- Confirmado el bajo nivel del filtro por medio del interruptor de bajo nivel LSL-1202, se envía la señal al secuenciador que abre la válvula para aíre KV-1207 y al arranque del motor del compresor de aíre. 4.- Una vez terminado el tiempo fijado y con la válvula KV-1207 abierta y el compresor operando, se envía la señal de apertura a la válvula KV-1213 y de arranque a la bomba de retrolavado BA-1201. 5.- Una vez transcurrido el tiempo necesario para el lavado simultáneo aire-agua, se envía la señal de para del motor del compresor y cierre de la válvula KV-1207, a partir de este momento el retrolavado se realiza únicamente con agua; transcurrido el tiempo necesario, se envía la señal de paro de la bomba BA-1201 y cierre de las válvulas KV-1204 y KV-1213.

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6.- Con todas las válvulas cerradas y después de transcurrido el tiempo necesario para que la arena se asiente, se envía la señal de apertura de las válvulas KV-1210 y KV-1201 con lo cual finaliza el retrolavado del filtro FG-201. 7.- La secuencia de operación de retrolavado se detendrá en caso de detectar bajo nivel en el tanque de agua clara FB-200 mediante el interruptor LSL-1203

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6.6.9 Circuito alternador (figuras 6-23 y 6-24) Aplicación: El circuito alternador (comercialmente conocido como alternador eléctrico), es un sistema de control utilizado para el arranque y paro automático en forma alternada, de dos bombas instaladas con un tanque común, con la finalidad de uniformizar el desgaste en cada una de ellas. Además contempla la operación de una bomba en caso de falla de la otra unidad, o la opción para operar ambas cuando la demanda exceda la capacidad de una de las dos unidades de bombeo. Son empleados comúnmente en: a) Suministro de agua potable a tanques o cárcamos b) Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores* c) Dosificación de reactivos en plantas Potabilizadoras. *sistema ejemplificado con las figuras 6-23 y 6-24 descritas a continuación Secuencia de operación: a) Los dos interruptores de nivel tipo ¨pera¨ A y B, son utilizados como elementos primarios del sistema de control. b) El circuito alternador opera primero una bomba y posteriormente la otra en cada cierre sucesivo del interruptor A. c) Después de que el interruptor A se acciona, si el nivel del líquido continua incrementándose y alcanza el nivel al cual el interruptor B esta ajustado, ambas bombas operarán. d) Cuando una bomba está en operación normal y sale de servicio por falla o maniobra, la otra bomba arrancará automáticamente y continuará la operación siempre y cuando la demanda de bombeo lo requiera.

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6.7 BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS - R.I. Mc Intrye. Electric motor control fundamentals. Editorial Alfa Omega. Marcombo

- I.L. Kosow. Control of electric machines. Editorial Prentice Hall - J.F. Partland. Practical electrical calculations. Electrical construction and maintenance

- Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM - Catálogo Cuttler Hammer. 1986 - Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM - Catálogo ASEA-MOTORES - Catálogo Asea-servicio refacciones - Catálogo Square-D. Centro de control de motores - Memotec colección CONDUMEX - John E. Traister. Completed handbook of electric motor controls. Editorial Prentice Hall

- Gilberto Enríquez Harper. Instalación y control de motores de corriente alterna. Editorial Limusa

- Domingo Almendarez Amador. Circuitos lógicos combinatorios IPN - Publicación NEMA, ICS (Industrial Control and Systems)

7-4

CAPÍTULO 7

SISTEMAS DE EMERGENCIA 7.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones necesarias para la determinación de la capacidad de un sistema de emergencia de energía eléctrica, de acuerdo a la selección de las cargas que necesitan un servicio contínuo. Un sistema de emergencia de energía eléctrica, es aquél que cuando se presenta una falla en el suministro de energía eléctrica normal, mediante dispositivos de transferencia (automáticos o manuales), pueden alimentar a ciertas cargas durante un tiempo determinado, de acuerdo a las necesidades del usuario. 7.2 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS Para iniciar el cálculo de la capacidad de un sistema de emergencia, primeramente se debe contar con los datos de la carga que se alimentará, esta carga debe ser prioritaria para la seguridad de las personas, control de instrumentos, control y protección de equipo eléctrico de procesos. 7.2.1 Determinación del tipo de carga a) Cargas de operación continua Se refiere a la iluminación de emergencia, dispositivos de control y seguridad que son especificados como necesarios. b) Cargas de operación variable Se refiere a los equipos de fuerza (motores) cuyo servicio es de importancia considerable para la conclusión de un proceso, la alimentación de emergencia será transferida automáticamente e inmediatamente cuando falla el suministro normal. 7.2.2 Características eléctricas de los equipos 7.2.2.1 Alumbrado de emergencia Las características eléctricas del equipo de alumbrado de emergencia para la determinación de la capacidad del sistema de emergencia son:

7-5

Tensión nominal Potencia consumida (incluir la potencia consumida por el balastro) No de fases Tipo de alumbrado Cantidad Recabar las características anteriores y registrarlas en la tabla 7.7.1 (ver pág. 25). 7.2.2.2 Equipo de fuerza (motores) Las características del equipo de fuerza son: Potencia en CP Letra código Número de fases Tensión nominal Tipo de arranque Velocidad Eficiencia Factor de potencia De acuerdo al tipo de arranque se deberá indicar un factor multiplicador Registrar los datos anteriores en la tabla 7.7.2 (ver pág. 26). 7.2.2.3 Otras cargas Para otras cargas diferentes los datos que se deben tomar son: Tensión nominal, en volts Potencia consumida en watts y en volts-amperes Número de fases Registrar los datos anteriores en la tabla 7.7.3 (ver pág. 27). 7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DE

EMERGENCIA (MOTOGENERADOR) Desarrolle los pasos siguientes y regístrelos como se indica en la tabla 7.7.4 (ver pág. 28).

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7.3.1 Datos de placa del equipo a alimentar Columna 1 a 4 Utilice los datos de la tabla 7.7.2. 7.3.2 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW Columna 5 y 6 7.3.2.1 Arranque a tensión plena del motor Columna 5 Si el voltaje de alimentación es igual al voltaje nominal del motor, con la letra código" seleccione de la tabla 7.7.5 (ver pág. 29) el valor promedio de kVA/C.P. y multiplique este valor por la potencia nominal (CP) del motor para obtener los kVA a rotor bloqueado. En caso de no tener "letra código" para efectos de cálculo en este procedimiento considere un valor de 6 veces la potencia nominal (V.A.) del motor. En caso de tener un voltaje de alimentación diferente al voltaje nominal del motor, seleccione el valor para esta columna en la tablas 7.7.6, 7.7.6.1 y 7.7.6.2 (ver págs. 30, 31 y 32). Columna 6 Multiplicar el valor de la columna 5 por el factor de potencia al arranque del motor, seleccionado en la tabla 7.7.7 (ver pág. 33). 7.3.2.2 Arranque a tensión reducida Utilice los factores de multiplicación (F.M.) indicados en la tabla 7.7.8 (ver pág. 34). Columna 5 y 6 Para la carga a rotor bloqueado desarrollar la siguiente fórmula:

A = A X F.M.1 . Donde: A = Valor a tensión reducida en kVA ó kW A 1 = Valor de columna 5 y 6 considerando a tensión plena en kVA ó kW

7-7

F.M. = Factor de multiplicación (su valor depende del tipo de arranque empleado).

7.3.3 Determinación de la carga a velocidad nominal en kVA y kW Columna 7 Para determinar la carga a velocidad nominal en kVA se desarrolla la fórmula siguiente:

kVA =0.746 C.P.

F.P.×

×η

Donde: kVA = Potencia nominal del motor C.P = Potencia nominal del motor en caballos de potencia η = Eficiencia en por unidad F.P = Factor de potencia En caso de no contar con el valor de la eficiencia y del factor de potencia utilizar las figuras 7.8.1 y 7.8.2 (ver pág. 38 y 39). Columna 8 Para calcular la carga a velocidad nominal en kW se utiliza la fórmula siguiente:

kW =0.746 C.P.

×

η

Donde: kW = Potencia nominal del motor 7.3.4 Determinación de los kVA y kW continuos y kVA y kW máximos Columnas 9 al 12 Escriba en el 1er renglón de la columna 9 y 10, el valor total de la carga de alumbrado y/o otras cargas (expresadas tanto en kVA como en kW).

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Para el arranque del 1er motor a) Sume los kVA de la columna 5 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 11. b) Sume los kW de la columna 6 a los kW de la columna 10 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 12. c) Sume los kVA de la columna 7 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 9. d) Sume los kW de la columna 8 a los kW de la columna 10 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 10. e) Repita los pasos descritos anteriormente para cada motor hasta tener toda la carga que alimentará la planta de emergencia. La potencia eléctrica que debe suministrar la planta de emergencia, estará en función de la carga que alimentará; para esto se toman los valores máximos de las columnas 9, 10, 11 y 12 de la tabla 7.7.4 (ver pág. 28) y multiplicarlos por un factor de ampliación futura. Con estos nuevos valores y catálogos de fabricante, se seleccionará el rango inmediato superior a todos estos valores. 7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS 7.4.1 Datos básicos Los datos que a continuación se mencionan son necesarios para el cálculo de la capacidad del banco de baterías para asegurar su buen funcionamiento. 7.4.1.1 Condiciones ambientales Temperatura del medio ambiente Altitud sobre el nivel del mar Humedad 7.4.1.2 Condiciones eléctricas Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia

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7.4.2 Banco de baterías 7.4.2.1 Definición de la carga eléctrica Primeramente se debe contar con los valores de las cargas eléctricas que alimentará el banco en el período de emergencia (falla de corriente alterna), en la tabla 7.7.9 se indicarán los datos que se deben obtener de las cargas (ver pág. 35). 7.4.2.2 Secuencia de descarga Se utilizan los datos de la tabla 7.7.9 para establecerlos en una gráfica de corriente contra tiempo, que indica la secuencia de descarga del período de emergencia. La siguiente gráfica es un ejemplo de la secuencia de descarga típica para tableros de mediana tensión con arreglo de enlace secundario.

T1

T2

I3I1

I2

T3

(T) MINUTOS

(I)CORRIENTE

I1 = Corriente en amperes en un tiempo T1, disparo de interruptor bus A ó

B y cierre del interruptor de enlace. I2 = Corriente en amperes constante durante todo el período de

emergencia, por ejemplo, luces de piloto. I3 = Corriente en amperes durante el último tiempo (T3) de descarga. 7.4.2.3 Cálculo del número de celdas El número de celdas se obtiene de la siguiente fórmula:

7-10

Nc =V

Vmín

f/c

Donde: NC = Número de celdas Vmín = Tensión mínima en c.d. del banco de baterías V f/c = Voltaje final por celda, al final de la descarga (el valor se toma de

las tablas contenidas en los catálogos de baterías) 7.4.2.4 Capacidad mínima requerida La capacidad es el producto de la intensidad por el tiempo, tenemos que:

C C I T (Ah)mín ii 1

n

i ii 1

n

= == =∑ ∑

Donde: Cmín = Capacidad mínima requerida, en amperes-hora (Ah) Ci = Capacidad requerida por carga durante su intervalo de tiempo I Ti i = Corriente (en amperes) durante un intervalo de tiempo (en horas) Cmín es una capacidad teórica, por lo que debemos seleccionar de catálogo de fabricantes una batería con mayor capacidad, de acuerdo con la capacidad o tipo de descarga. 7.4.2.5 Cálculo del banco de batería plomo-ácido Para iniciar el cálculo necesitamos contar con los datos siguientes: Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia Secuencia de descarga Número de celdas Capacidad mínima requerida Tipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada Procedemos a determinar el número de placas positivas. Necesitamos conocer el tiempo equivalente de descarga con la mayor carga para suministrarlos con la capacidad mínima requerida.

7-11

TC

Ieqmín

má x=

Donde: Teq = Tiempo equivalente de descarga de acuerdo con la corriente

máxima Cmín = Capacidad mínima de descarga Imá x = Corriente máxima durante el período de descarga De acuerdo al voltaje final por celda, al tipo de batería seleccionado y al tiempo equivalente de descarga, se toma el valor de la corriente por placa positiva. Con estos datos determinamos el número de placas positivas.

No. de placas positivas =I

Imá x

p

Donde: Ip = Corriente por placa

De acuerdo a lo anterior nuestra batería queda conformada por el número de celdas y el tipo de batería. 7.4.2.6 Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio Para iniciar el cálculo del banco necesitamos los siguientes datos: Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia Secuencia de descarga Número de celdas Capacidad mínima requerida Tipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada En los catálogos se encuentran las curvas típicas de descarga, las cuales están calculadas en función del voltaje final por celda, el porcentaje de la capacidad utilizada y la corriente en función de la capacidad. Como el voltaje final por celda, ya fue determinado, entonces procedemos a encontrar los parámetros que se necesitan para poder seleccionar la batería adecuada.

7-12

Corriente en función de la capacidad Si multiplicamos y dividimos la corriente de cada intervalo de tiempo por la capacidad nominal de la batería seleccionada, tenemos que el resultado no se altera, es decir:

I =IC

CB

B

Donde: I = Corriente de una carga durante un intervalo de tiempo CB = Capacidad nominal de la batería seleccionada Pero necesitamos conocer la corriente en función de la capacidad, por lo que sustituimos únicamente el valor de la capacidad en el denominador. De esta manera ya tenemos la corriente en función de la capacidad Porcentaje de la capacidad utilizada Ahora para determinar el % de la capacidad tenemos:

%C %CC (100)

CT ii

Bi 1

n

i 1

n= = ∑∑

==

Donde: %CT = Porcentaje de la capacidad nominal a utilizar %Ci = Porcentaje de la capacidad utilizada en la batería durante un

intervalo de tiempo Con los datos anteriormente encontrados, nos referimos a las curvas típicas y trazamos nuestra propia curva, la cual nos va a indicar si la batería seleccionada, es la adecuada. Si el voltaje al final de la descarga obtenido en la curva es mayor al que habíamos determinado como mínimo, entonces nuestra batería es la adecuada, pero si no es mayor hay que seleccionar otro tipo de batería y calcular nuevamente los parámetros de la misma. 7.5 CARGADOR DE BATERÍAS 7.5.1 Funciones del cargador Básicamente el cargador de baterías tiene la función de:

7-13

Alimentar el consumo constante de amperes en c.d. Recargar la batería Mantener cargada la batería 7.5.2 Cálculo del cargador de baterías El voltaje nominal del cargador (VNC) se obtiene desarrollando la fórmula siguiente:

VNC = (Carga de flotación) (Número de celdas)

Corriente de carga Is I ICTE= +

Donde: IS = Capacidad de corriente de salida de c.d. en amperes I = Capacidad de corriente parcial de salida de c.d. en amperes ICTE = Carga constante en amperes

I =% I

100 CN

B×

% N I = Porcentaje de la capacidad nominal para cargarse en un tiempo

determinado (se obtiene de catálogos del fabricante) 7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN 7.6.1 Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) En el siguiente ejemplo de cálculo, se supone una combinación típica de cargas. La carga de alumbrado, dispositivos de control y seguridad, operarán en forma contínua. Los motores se arrancarán en forma progresiva de mayor a menor.

7-14

1) Cargas que alimentará la planta DATOS DEL ALUMBRADO

TIPO DE ALUMBRADO

TENSIÓN NOMINAL

No DE

CANTIDAD POT. CONSUMIDA

POT. TOTAL

(VOLTS) FASES watts volts amp

watts volts amp

incandescente 127 1 10 60 60 600 600 fluorescente 127 1 8 40 44.5 320 355.5

DATOS DE MOTORES POTENCIA

C.P LETRA

CÓDIGO NÚMERO DE FASES

TENSIÓN NOMINAL (VOLTS)

TIPO DE ARRANQUE

FACTOR MULTIPLICADOR

VELOCIDAD

25 G 3 220 tensión plena

1 3600

1 F 3 220 tensión plena

1 3600

1 E 3 220 tensión plena

1 3600

7 1/2 H 3 220 tensión plena

1 3600

5 H 3 220 tensión plena

1 3600

OTRAS CARGAS

NOMBRE DEL EQUIPO

TENSIÓN NOMINAL

No. DE

CANTIDAD POT. CONSUMIDA

POT. TOTAL

(VOLTS) FASES watts volts amp

watts volts amp

Instrumentación para

seguridad y control

127

1

1

20

20

20

20

2) Determinación de la capacidad de la planta de emergencia

7-15

DATOS DE PLACA

CARGA A ROTOR BLOQUEADO

CARGA A VELOCIDAD NOMINAL

CARGA ACUMU LADA MOTOR A VEL. NOM. MÁS OTRAS CARGAS

CARGA ACUMULADA A ROTOR BLOQUEADO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 C.P. letra

código fases volts kVA kW kVA kW Máx

kVA Máx kW

Cont kVA

ContkW

Alumbrado y equipo de control y seguridad 0.976 0.94 25 G 3 220 148.75 62.47 23.81 21.19 24.786 22.13 149.73 63.41 15 F 3 220 79.5 37.36 14.28 12.71 39.066 34.85 104.29 59.50 10 E 3 220 47.5 22.8 9.52 8.47 48.586 43.32 86.57 57.65 7½ H 3 220 50.25 27.63 7.14 6.35 55.73 49.73 98.84 71.01 5 H 3 220 33.5 20.1 4.76 4.23 60.88 54.12 89.62 69.99

Columnas 1 a 4 Utilizar datos de las tablas anteriores Columna 5

kVA (kVA /CP)(CP)

kVA 5.95 25 148.75 kVA

kVA 5.30 15 79.5 kVA

kVA 4.75 10 47.5 kVA

KVA 6.70 7.5 50.25 kVA

kVA 6.70 5 33.5 kVA

25C.P.

25C.P.

15C.P.

10C.P.

7 12C.P.

5C.P.

=

= × =

= × =

= × =

= × =

= × =

7-16

Columna 6

kW kVA FP 148.75 kVA

kW 79.5 0.47 37.365

kW 47.5 0.48 22.8

kW 50.25 0.55 27.6375

kW 33.5 0.60 20.1

25C.P. 25C.P. ARRANQUE

15C.P.

10C.P.

7 12C.P.

5C.P.

= × =

= × =

= × =

= × =

= × =

Columna 7

kVA = 0.746 H.P.

F.P. 0.746 250.88 0.89

= 23.81

kVA0.746 150.88 0.89

14.28

kVA0.746 100.88 0.89

9.52

kVA0.746 7.50.88 0.89

7.14

kVA0.746 5

0.88 0.894.76

25C.P.

15C.P.

10C.P.

7.5C.P.

5C.P.

××

=×

×

=×

×=

=×

×=

=×

×=

=×

×=

η

7-17

Columna 8

kW =0.746 CP 0.746 25

0.8821.193

kW0.746 15

0.8812.716

kW0.746 10

0.888.47

kW0.746 7.5

0.886.35

kW 0.746 5

0.884.23

25C.P.

15C.P.

10C.P.

7.5C.P.

5C.P.

×=

×=

=×

=

=×

=

=×

=

=×

=

η

Columnas 9 a la 12 Columna 11

kVA kVA kVA 148.75 0.976 = 149.726 Col.11 = Col.5 Col.9 ant. + = + Columna 12

kW kW kW 62.475 0.94 63.415Col.12 Col.6 Col.10 ant.= + = + = Columna 9

kVA kVA kVA 23.81 0.976 24.786 Col.9 Col.7 Col.9 ant.= + = + = Columna 10

kW kW kW 21.19 0.94 22.13 Col.10 Col.8 Col.10 ant.= + = + =

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12

7-18

Columna 11

Columna 12

kVA 79.5 104

kW 37.365 22.13

Col.11

Col.12

= + =

= + =

24786 286

595

. .

.

Columna 9

Columna 10

kVA 14.28 39.066

kW 12.716 22.13 34.85

Col.9

Col.10

= + =

= + =

24786.

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12 Columna 11

Columna 12

kVA 47.5 39.066 86.566

kW 22.8 34.85 57.65

Col11

Col.12

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10

kVA . .

kW

.Col

Col

9

10

952 39066 4859

847 3485 4332

= + =

= + =

.

. . ..

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12 Columna 11

Columna 12

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

11

12

5025 4859 9884

2763 4338 7101

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

9

10

714 4859 5573

635 4338 4973

= + =

= + =

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12

7-19

Columna 11

Columna 12

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

11

12

335 5612 8962

201 4989 6999

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10 kVA 5.22 56.12 60.88

kW 4.39 49.89 54.12

Col.9

Col.10

= + =

= + =

Los valores máximos de las columnas 9, 10, 11 y 12 son: Columna 9 = 60.88 kVA Columna 10 = 54.12 kW Columna 11 = 149.105 kVA Columna 12 = 71.01 kW Los valores para la selección de la planta son: Carga acumulada

kVA 60.88 1.35 82.18 kVA

kW 54.12 1.35 73.06

kVA = 149.105 1.35 = 201.29 kVA

kW = 71.01 1.35 = 95.86

= × =

= × =

×

×

kW

kW

De acuerdo a la tabla 7.9 (ver pág. 41), la planta de emergencia motor generador seleccionada es la de motor modelo LTA10G1. 7.6.2 Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido Se requiere de un banco de baterías para una subestación (cierre y apertura de interruptores), para poder seleccionar la batería tenemos los siguientes parámetros. 1) Tensiones de operación V 143Vc.d.V 125Vc.d.V 105Vc.d.V 48V , 3 fases, 60 Hz

má x.

nom.

mín.

entrada c.a.

=

=

=

=

7-20

2) Definición de la carga eléctrica

CARGA AMPERES TIEMPO OBSERVACIONES Cierre de interruptor 85 1 mín Luces piloto 15 487 mín Apertura de interruptor 85 1 mín

3) Secuencia de la descarga

I (Amp)

85

15

1 479 500 T (min) 4) Número de celdas

N =V

Vcmín.

f/c

Vf/c = 1.75 V (se toma de catálogos de baterías)

N =105

1.75 = 60 celdasC

5) Capacidad mínima requerida

C C I T mín ii 1

n

i ii 1

n= ∑ = ∑

= =

7-21

por lo tanto

C 85 1

6015

478

6085

1

60

= 1.42 +119.5 +1.42

122.34 Ah

mín =

+

+

=

6) Seleccionamos el tipo PP 7) Tiempo equivalente de descarga

TC

I122.34

851.44 1.5 horaseq

mín.

má x= = = ⇒

8) Número de placas positivas

No. de placas positivas =I

I=

8518

= 4.72 5 placas má x.

mín.⇒

I 18P = Amp en tabla 7.7.10 (ver pág. 36) catálogo de baterías ácido-

plomo voltaje final 1.75 9) Batería El tipo de batería es TT 2250 en tabla 7.7.11 (ver pág. 37) catálogo de baterías ácido-plomo, densidad de 1265 7.6.3 Ejemplo de selección de baterías Níquel-cadmio Supongamos que se requiere alimentar la misma carga del problema anterior, con las mismas tensiones de operación, y la misma secuencia de descarga Número de celdas :

CV

V1051.14

92 celdasmín

f/c= = =

Vf/c= 1.14 V (se toma del catálogo de baterías)

7-22

Capacidad mínima requerida :

C C I T mín ii 1

n

i ii 1

n

= == =∑ ∑

por lo tanto

C =85 1

60+15

47860

+85 1

60

=1.42+119.5+1.42

=122.34 Ah

mín

La batería seleccionada es SBM 161 de 161 Ah Corriente en función de la capacidad

I CC

CC

I CC

CC

I CC

CC

B

B

BB

B

B

BB

B

B

BB

1

2

3

85161

0 53

15161

0 09

85161

0 53

= =

= =

= =

.

.

.

Porcentaje de la capacidad utilizada :

%C %CC (100)

CT ii

Bi 1

n

i 1

n= =

==∑∑

%. . .

. . .

% .

C

C

T

T

= × + × + ×

= + +

=

142 100161

1195 100161

142 100161

088 7422 088

7598%

7-23

Con los datos de Vf/c, corriente en función de la capacidad y el porcentaje de la capacidad utilizada nos referimos a las curvas para determinar si es la batería adecuada, (ver pág 36, 37 y 38). El voltaje final por celda, al final de la descarga es de 1.16 V, el cual es mayor que 1.14 V que es el voltaje que habíamos determinado como mínimo, lo que nos indica que nuestra batería será de 92 celdas tipo SMB 161 de 161 Ah. 7.6.4 Ejemplo de selección de cargador de baterías Necesitamos calcular el cargador de baterías para el problema anterior Datos Voltaje de entrada 480Vc d. . 60 Hz I 15 Amp.

V 125 V

V 142 V

CTE

nom c.d.

má x c.d.

===

No y tipo de celdas = 92 SMB 161 Ah Voltaje nominal del cargador VNC = (carga de flotación)(No de celdas) carga de flotación = 1.41(catálogo de baterías)

V 1.41 92

=129.72V

=130V

NC

c.d.

c.d.

= ×

Corriente de carga I I + Is CTE=

I% I

100C =

20

100161= 32.2 N

mín= × ×

% I 20% N = para cargarse en 8 hrs (catálogo de fabricante de baterías) por lo tanto

I 32.2 15 47.2 Amp. S = + = Por lo tanto el cargador debe ser de 130 Vc.d. y 47.2 Amp. como mínimo

7-24

REFERENCIAS Plantas Eléctricas Autor: Raúl González Apaolaza Catálogos de Fabricante Motor Aplication and Maintenance Handbook Robert W. Smeaton

7-25

7-26

7-27

7-28

7-29

LETRA CÓDIGO

kVA / C.P.

PROMEDIO

A B C D E F G H J K L M N P R S T U V

0 -314 3.15 - 3.54 3.55 - 3.99 4.0 - 4.49 4.5 - 4.99 5.0 - 5.59 5.6 -6.29 6.3 - 7.09 7.1 - 7.99 8.0 - 8.99 9.0 - 9.99

10.0 -11.19 11.2 - 12.49 12.5 - 13.99 14.0 - 15.99 16.0 - 17.99 18.0 -19.99 20.0 - 22.39

22.4 y mayores

2,95 3,34 377 4,25 4,75 5,30 5,95 6,70 7,55 8,50 9,50 10,6

11,85 13,25 15,00 17,00

19 21,20

TABLA 7.7.5 LETRAS CÓDIGO A ROTOR BLOQUEADO

(REFERENCIA: TABLA 430-7(B) NEC-1990)

7-30

7-31

7-32

7-33

7-34

7-35

7-36

7-37

7-38

7.8 GRÁFICAS

100

90

80

70

60

%DE

EFICIENCIA

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

1 5 10 50 100 500 1,000 5,00010,000

rpm síncrona

3,6001,800

1,200900

720 600450 300

FIG. 7.8.1 CURVA CARACTERÍSTICA PARA LA EFICIENCIA DE MOTORES DE INDUCCIÓN POLIFÁSICOS A PLENA

CARGA, PAR NORMAL Y BAJA CORRIENTE DE ARRANQUE

(Referencia : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton)

7-39

100

90

80

70

60

FACTOR

DE

POTENCIA

EN

%

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

1 5 10 50 100 500 1,000 5,000

rpm síncrona

3,600 y 1,800

1,200

900

600

450

300

720

FIG. 7.8.2 CURVA CARACTERÍSTICA PARA FACTOR DE POTENCIA DE MOTORES DE INDUCCIÓN POLIFÁSICOS, PAR NORMAL Y BAJA CORRIENTE DE ARRANQUE

(Referencia : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton)

7-40

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100.

1.4

1.3

1.2

1.1

1.0

0.9

0.8

0.1C5A0.2C5A

0.5C5A

1C5A

2C5A

Volts/celda

0.88

75.10

75.91

% de capacidad

FIG. 7.8.3 CURVA CARACTERÍSTICAS TÍPICAS DE DESCARGA A 20 ºC (68 ºF) (REFERENCIA: INFORMACION DE FABRICANTE)

7-41

7.9 DATOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA (MOTOGENERADOR)

Los datos técnicos mínimos necesarios para la solución de la planta de emergencia motogenerador se indican en la siguiente tabla:

CAPACIDAD CONTINUA

POTENCI

A MÁXIMA

CONSUMO

COMBUSTIBLE

DIMENSIONES EN CM

PESO

MODELO MOTOR

APLICACIÓN EMERGENCIA

KW

1800 RPM. C.P.

A PLENA CARGA

LTS/HORA

largo.

ancho

alto

APROX KG.

4B3.9G 37 66 12 175 55 113 699 4BT3.9G1 50 86 15.1 175 55 128 711 4BT3.9G2 60 102 17.5 175 71 128 711 6BT5.9G1 80 135 22.7 235 71 132 1203 6BT5.9G2 100 166 27.3 235 71 132 1203 6CT8.3G 125 207 35.6 235 71 140 1446

6CTA8.3G 175 264 40.9 235 71 140 1446 LTA10G1 250 375 72 295 90 180 2380 NT855G6 275 435 80 295 90 180 2513

NTA855G2 300 465 83 295 90 180 2553 NTA855G3 350 535 92 295 90 180 2807 KTA19G2 400 600 112 323 90 180 3826 KTA19G3 450 685 121 323 106 208 3930 KTTA19G2 500 750 128 323 106 208 3930 VTA28G5 600 900 173 360 106 208 5333 KTA38G2 800 1200 220 400 130 253 6394 KTA38G3 900 1340 248 400 130 253 7474 KTA38G4 1000 1490 280 493 131 259 8874 KTA50G2 1100 1620 306 493 131 259 8874 KTA50G3 1250 1850 340 493 131 259 9188 KTTA50G2 1500 2220 408 493 131 259 9850

CAPÍTULO 8

SISTEMAS DE ALUMBRADO

8.1 INTRODUCCIÓN El presente capítulo pretende cubrir las necesidades básicas de consulta del proyectista, proporcionarle los elementos suficientes para diseñar y efectuar los cálculos necesarios, en diferentes proyectos de iluminación. Para lo cual se muestran los métodos regularmente empleados en un proyecto de iluminación para interiores y exteriores, así como los procedimientos de cálculo para la correcta aplicación de ellos. Se anexan tablas para consulta.

8.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO Para la aplicación de los métodos de cálculo para alumbrado de interiores y exteriores, es necesario desarrollar un procedimiento básico de cálculo que consta de los siguientes puntos:

8.2.1 Nivel de iluminación recomendado Para determinar el nivel de iluminación recomendado para el plano de trabajo específico a desarrollar, referirse a la tabla de niveles de iluminación recomendados por I. E. S, S. M. I. I. y NOM-001-SEMP-1994.

8.2.2 Dimensiones del local Considerar las dimensiones de longitud, ancho y altura del local que se va a iluminar.

8.2.3 Reflectancia en paredes. pisos y techos Para determinar los valores de reflectancia en pisos, paredes y techos; referirse a la tabla 8.6.1 (ver Págs. 15 y 16).

8.2.4 Factor de mantenimiento (F. M.) Para el cálculo del factor de mantenimiento se deben considerar las condiciones siguientes:

D = depreciación de lúmenes por luminaria D = depreciación debido al polvo

Para calcular el F. M. aplique la siguiente expresión

F. M. = D x d Para determinar el valor "D" referirse a la tabla 8.6.2 (ver Págs. 17, 18, 19, 20, 21, 22 y 23).

Para determinar el valor "d" referirse a la tabla 8.6.3 factor de mantenimiento (ver Pág. 24).

8. 3 ALUMBRADO PARA INTERIORES Existen 2 métodos de cálculo para iluminación en interiores, estos son:

- Método de cavidad zonal - Método de los lúmenes

Estos métodos se utilizan donde se requiere de una iluminación uniforme Desarrollaremos el método de los lúmenes por su rapidez y facilidad en el cálculo; y su confiabilidad en los resultados obtenidos.

8.3.1 Método de cálculo de los lúmenes Pasos que deben seguirse para el cálculo del número de luminarias

a) Desarrollar los subíndices vistos en el punto 8.2 (ver Pág. 2).

b) Calcular el coeficiente de utilización de la forma siguiente: b.1) Calcule la relación del índice de cuarto aplicando la siguiente expresión:

A x L .

IC = H (A + L) donde:

1C = índice de cuarto

A = Ancho del local

L = Largo del local

H = Altura de montaje (distancia entre el plano de trabajo y la luminaria) b.2) Con el valor del índice de cuarto obtenido de la expresión anterior, ver información de fabricante y determine el coeficiente de utilización. c) Para determinar el número de luminarias, aplicar la siguiente ecuación:

No. de luminarias = Nivel luminoso en luxes X Área Lúmenes por luminaria X CU X FM

d) Para conocer el arreglo de luminarios, a lo largo y a lo ancho del local, calcular el espaciamiento entre luminarias aplicando la siguiente expresión:

Área . Es = No. Luminarios m

donde: Es = Espaciamiento promedio entre luminarias

e) Arreglo de luminarias

Número de luminarias emplazadas a lo largo = largo / Es Número de luminarias emplazadas a lo ancho = ancho / Es

f) Distancias

A lo largo del local A lo ancho del local Entre luminarias Largo del local Ancho del local Número de luminarias Número de luminarias emplazadas a lo largo emplazadas a lo ancho

Distancia entre luminarias Distancia entre luminarias Entre luminarias a lo largo del local a lo ancho del local y pared 2 2

8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES Para la iluminación de vialidades, patios de maniobra, sedimentadores, tanques de aereación, lagunas de oxidación, etc. en plantas de bombeo y tratamiento de aguas, o para alumbrar estacionamientos y jardines dentro de las instalaciones y mantener una iluminación apropiada a las áreas de bombas exteriores y carcamos; pueden emplearse cualquiera de los siguientes métodos de cálculo:

Método de cálculo para alumbrado en calles Método de cálculo para alumbrado localizado Método de punto por punto

Desarrollaremos el método de cálculo para alumbrado localizado, ya que de acuerdo con las necesidades de iluminación de este tipo de instalaciones resulta el más indicado.

8.4.1 Método del cálculo para alumbrado localizado Pasos que se deben seguir para el cálculo del número de proyectores necesarios, para satisfacer el nivel de iluminación recomendado.

a) Determinar el nivel de iluminación recomendado para el trabajo específico a desarrollar, refiriéndose a la tabla de niveles que son recomendados por la Sociedad Mexicana de Ingeniería en Iluminación.

b) Considerar las dimensiones del área a iluminar, largo, ancho y altura de montaje del luminario.

c) Determinar el arreglo de los proyectores, considerando el tipo de aplicación (señalización, alumbrado general, etc.). Si el área a iluminar es grande, aplique torres individuales o postes espaciados a intervalos regulares para luminaria. Para áreas reducidas aplique una sola torre con todos los proyectos ubicados en ella, o bien utilice edificios adyacentes. d) Determinar el coeficiente de utilización; aplicando la siguiente expresión:

CU = lúmenes incidentes sobre el área a iluminar

lúmenes del haz del proyector Para obtener los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar, debe proceder de la siguiente manera:

Divida simétricamente el área total a iluminar Determine los sectores que iluminara cada proyector Dentro de cada sector, seleccione el punto o los puntos críticos

Calcule los ángulos verticales y horizontales del punto o los puntos críticos de iluminación, tomando como referencia la Fig. 1 (ver Pág. 3). d. l) Transporte los ángulos vertical y horizontal obtenidos anteriormente a la curva de distribución fotométrica considerando el punto (0,0) como referencia, este debe ser el punto que recibirá la más alta intensidad luminosa en la curva de distribución fotométrica. Trace la polígonal del área formada por los ángulos verticales y horizontales; sume los lúmenes encerrados por la polígonal del área y estos serán los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar.

e) Determine el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión:

F. M. = D x d Para determinar "D" aplique la siguiente expresión:

D = lúmenes al 50% de la vida normal de la lámpara lúmenes iniciales

Considere "d" = 0.7 sólo para efectos de este cálculo

f) Determine el número de proyectores aplicando la siguiente expresión:

Área total a iluminar x nivel luminoso . No. De proyectores = lúmenes del haz del proyector x CU x FM

g) Distribuir los proyectores sobre el área a iluminar

8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN

8.5.1 Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes Calcular el número de luminarias necesarias para una casa de bombas con las siguientes características:

Longitud = 15 m Ancho = 6 m Altura = 3 m Altura del plano de trabajo = 0.90 m

La luminaria será del tipo sobreponer, fluorescente 2X40 watts, 127 volts, 5600 lumes iniciales. Colores existentes en el interior:

Color crema en el techo Color gris obscuro en el piso

a) Desarrollar en primera instancia el procedimiento general para el cálculo de alumbrado, según el punto 8.2 (ver pág. 17, 18, 19, 20, 21, 22 y 23).

a. l) Determinar el nivel de iluminación recomendado

De la tabla de niveles de iluminación recomendados observamos que el nivel recomendado para casa de bombas es 100 luxes.

a.2) Las dimensiones del local a iluminar son:

Largo = 15 m Ancho = 6 m Altura = 3 m

a.3) Determinar la reflectancia en pisos y techos:

De la tabla 8.6.1 (ver Págs.15 y 16) determinamos los valores de reflectancia de acuerdo a los colores que tienen el techo y el piso.

reflectancia en piso = 20% reflectancia en techo = 70 %

a.4) Determinar el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión.

F. M. = D x d

De la tabla 8.6.2 (ver Págs. 17, 18, 19, 20, 21, 22 y 23) su depreciación es del 9% por lo que D = 0.91.

De la tabla 8.6.3 (ver pág. 24) a categoría de mantenimiento a la cual pertenece la lámpara seleccionada es la categoría V, suponiendo que se realice limpieza cada dos años y se encuentre en un ambiente sucio tenemos que d = 0.75.

F.M. = 0.91X0.75 = 0.682

b) Para calcular el CU, se determina primero el índice de cuarto

L x A . = 15 x 6 . IC = H(L + A) 2.1(15 + 6) = 2.04

donde IC = Índice de cuarto De los datos fotométricos de la luminaria observamos que CU = 0.51.

c) Calcule el número de luminarias

No. Luminarias = 100(90) 5600(0.682x0.59) = 399 ≅ 4 luminarias

d) Para calcular el espaciamiento promedio entre luminarias

Es = 90 = 4.74

4

e) Para el arreglo de las luminarias Número de luminarias emplazadas a lo largo = 15 . 4.74 = 3.16≅ 3 Luminarias Número de luminarias emplazadas a lo ancho = 6 . 4.74 =126 ≅ 1 Luminaria

f) Calculando las distancias

A lo largo del local A lo ancho del local

Entre luminarias 15 6 3 = 5 1 = 6 m

Entre luminarias y la pared 5 6

2 = 2.5 2 = 3 m

Por lo que la distribución de las luminarias queda como se muestra en la figura 2

Fig. 2 Distribución de Luminarios en casa de bombas

8.5.2 Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado Determine el número de proyectores necesarios para iluminar el sector de un terreno que tiene las siguientes dimensiones. El sector es un área activa para tratamiento de agua

Largo = 40 m Ancho = 20 m

El tipo de proyector seleccionado es el MVP, aditivos metálicos 400 watts, alimentación a 220 V. La siguiente figura muestra el sector a iluminar

6m

3m

5m 2.5m

15m

Fig. 3 Determinación del nivel de iluminación

a) Determinación del nivel de iluminación De la tabla niveles de iluminación recomendado, se observa que para esta actividad son recomendados 100 luxes. b) Considerando las dimensiones del área a iluminar Ancho = 20 m Largo = 40 m Altura de montaje del luminario = 10 m

c) Tipo de arreglo de la luminarias

Considerando el tipo de aplicación y las dimensiones del área, se propone ubicar una luminaria centrada a lo largo del terreno, como se muestra en la figura 3.

d) Cálculo del coeficiente de utilización

Punto Ángulos Verticales Crítico M OPM = tan-1 (1 0) = 45° A OPA = tan-I(T p) = 63.43° M PA = OPA - OPM = 1 8.43° Punto Angulo Horizontales Crítico

B BPA = tan –1 20 . 22.36 = 41 .81°

C CPM = tan -1 20 .

14.41 = 54.73° D DPO = tan -1 20 .

10 = 63.43°

d. l) transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométrica del proyector, tenemos que:

CU = 21853

31670 = 0.69

e) Determinación del F. M.

d = 0.7 D = 0.86

F.M. = 0.7 x 0.86 =. 0.602

f) Determinación del número de proyectores

No. Proyectores = 800 x 50 31670 x 0.69 x 0.602 = 3.04 ≅

g) Distribución de los proyectores sobre la zona a iluminar

h) Comprobando el nivel de iluminación en el punto M Del proyector 1 tenemos

Q = tan –1 10 = 45° 10

Con este valor del ángulo de la curva fotométrica obtenemos 900 CD, por lo tanto la intensidad de iluminación. Para el piano horizontal:

E = 9000 cos 45° . (10)2 luxes

Del proyector 2 tenemos:

14.84 q = tan –1 10 = 56.03° E = 4000 cos 56° 100 = 22.3 luxes Del proyector 3 tenemos:

E = 22.3 luxes Sumando las contribuciones de los 3 proyectores

ET = 63.6 + 22.3 + 22.3 = 107.9 luxes

40 m

20 m

M

13.3 m 6.6

10 m

8.6 TABLAS

REFLECTANCIAS EN ACABADOMADERA COLOR REFLECTANCIAS

Maple (claro) 48 % Encino (claro) 34 % Avellana (medio) 19% Nogal (obscuro) 16 % Caoba (obscuro) 12 %

REFLECTANCIAS EN ACABADO METALICO _ COLOR REFLECTANCIAS

Blanco porcelanizado o esmalte horneado 70 - 88 % Aluminio pálido (especular) 80 - 85 % Aluminio mate (difuso) 75 % Pintura aluminio (claro) 79 % Pintura aluminio (medio) 0 %

REFLECTANCIAS EN VIDRIO COLOR REFLECTANCIAS

Vidrio claro 10 % Vidrio opaco 15 - 30 % Con acabado mármol (claro) 20 - 40 %

REFLECTANCIAS EN PLÁSTICO COLOR REFLECTANCIAS

Claro 5 - 10 % Obscuro 15 - 30 %

TABLA 8.6.1 REFLECTANCIAS

(REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

REFLECTANCIAS EN ACABADO MATE COLOR REFLECTANCIAS

Blanco 80 - 88 % MUY CLARO

Azul verde 76 % Verde 72 % Crema 80 % Amarillo crema 76 % Azul 70 % Gris 73 %

CLARO Azul verde 70 % Verde 64 % Crema 70 % Amarillo crema 66 % Azul 55 % Gris 49 % Café 35 %

MEDIO Azul verde 54 % Verde 33 % Crema 44 % Amarillo crema 55 % Azul 22 % Gris 38 % Café 44 %

OBSCURO Amarillo 50 % Naranja 25 % Gris 25 % Rojo 12 % Café 10 % Azul 8 % Verde 7 %

TABLA 8.6.1 REFLECTANCIAS (CONTINUACIÓN)

(REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

W VOLTS BASE BULBO ACABADO LONGITUD TOTAL

VIDA HORAS

LUMENES INICIALE

DEPRE- CIACIÓN

(CM.)

SERVICIO GENERAL

15 125 MEDIA A-15 PERLA 8.6 1000 144 13%

25 “ “ A-19 “ 9.8 “ 265 15%

40 " “ “ CI. o Per. 10.5 “ 470 9%

60 “ “ “ “ “ “ 855 6%

75 “ “ “ “ “ “ 1,180 "

100 “ “ “ “ 10.7 “ 1,720 "

150 “ “ A-23 “ 14.8 “ 2,730 9%

200 “ “ PS-25 “ 17.0 “ 3,750 "

300 “ “ PS-30 “ 20.0 “ 6,000 12%

300 “ MOGUL PS-35 “ 23.0 “ 5,700 "

500 “ “ PS-40 Claro 24.1 “ 9,900 "

750 “ “ PS-52 “ 32.4 “ 15,600 “

1000 “ “ " “ “ “ 21,600 15%

1500 “ “ " “ “ “ 33,000 21%

REFLECTORES USO INTERIOR

30 125 MEDIA R-20 DIFUSO 10.2 2000 200 15

50 “ “ “ “ “ “ 430 “

75 “ “ R-30 Dif o Con. 12.7 “ 840 “

150 “ “ R-40 “ 15.9 “ 1,725 “

200 “ “ “ “ “ “ 3,600 “

300 “ MELD. FALD. “ “ 16.5 “ 6,500 “

500 “ MOG. MEC. “ “ 17.8 “ " “

500 “ MOGUL R-52 DIFUSO 29.0 “ 8,300 “

750 “ “ “ “ “ “ 12,700 “

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

REFLECTORES USO EXTERIOR

75 125 MEDIA PAR- 38 Dif. o Con. 15.6 2000 730 15%

150 “ “ “ “ “ “ 1,730 “

200 “ MED. PROL. PAR- 56 “ 12.7 “ 3,650 “

500 “ “ PAR- 64 “ 15.3 “ 6,000 “

TABLA 8.6.2 LAMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

FLUORESCENTES

WATTS TIPO ENCENDIDO BULBO ACABADO

LONG. TOTAL (CM)

VIDA HORAS

LUMENES INICIALES DEPRECIACIÓN

SERVICIO GENERAL

15 STANDARD STANDARD T-8 B. FRIO 45.7 7,500 830 16%

15 “ “ “ L. DIA “ “ 710 "

15 “ “ T-12 B. FRÍO “ “ 725 14%

15 “ “ “ L. DÍA “ “ 620 "

20 “ “ “ B. FRÍO 61.0 “ 1,170 13%

20 “ “ “ L. DIA “ “ 995 "

40 E. RÁPIDO RÁPIDO “ B. FRÍO 122.0 9,000 3,100 10%

40 “ “ “ L. DÍA “ “ 2,600 “ 38 SLIMLINE INSTANTÁNEO “ B. FRÍO “ “ 2,900 11 %

38 “ “ “ L. DÍA “ “ 2,400 "

55 “ “ “ B. FRIO 183.0 “ 4,290 9%

55 “ “ “ L. DÍA “ “ 3,600 "

74 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 6,050 "

74 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,080 “ 87 H.0. RÁPIDO “ B. FRÍO 183.0 “ 6,200 11 %

87 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,170 “

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

WATTS TIPO ENCENDIDO BULBO ACABADO

LONGITUD TOTAL (CM)

VIDA LUMENES DEPRECIACIÓN

110 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 8,980 12%

110 “ “ “ L. DÍA “ “ 7,520 "

110 V. H. O. “ “ B. FRÍO 122.0 6,000 6,900 20%

110 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,900 "

160 “ “ “ B. FRÍO 183.0 “ 11,100 "

160 “ “ “ L. DÍA “ “ 9,700 "

215 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 15,500 “ 215 “ “ “ L. DÍA “ “ 13,300 “ 110 P. GROOVE “ PG-17 B. FRÍO 122.0 “ 6,900 “ 110 “ “ “ L. DÍA “ “ 6,150 “ 160 “ “ “ B. FRÍO 183.0 “ 10,900 “ 160 “ “ “ L. DÍA “ “ 9,700 “ 215 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 15,500 “ 215 “ “ “ L. DÍA “ “ 13,300 “

VAPORES METÁLICOS

W BASE BULB ACABAD LONG. VIDA LUMENES DEPRECIA- POSICIÓN PÉRDIDA

A TOTAL HORAS INICIALES CIÓN % EN EL

T (CM.) BALASTRO

T

S WATTS

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

SERVICIO GENERAL

175 MOGUL BT-28 FOSFORADO 21.1 7,500 14,000 27 VERTICAL 34

175 “ “ “ “ 10000.0 12,000 30 HORIZONTAL “ 250 “ “ “ “ “ 20,500 22 VERTICAL 43

250 “ “ “ “ “ 19,500 28 HORIZONTAL “ 400 “ E-37 “ 17.7 17500.0 34,000 28 VERTICAL 61

400 “ “ “ “ “ 32,000 30 HORIZONTAL "

1000 “ BT-56 “ 38.2 11000.0 105,000 22 VERTICAL 130

1000 “ “ “ “ 10000.0 100,000 21 HORIZONTAL “ LUZ MIXTA

W A T T S

BASE BULBO ACABADO LONG. TOTAL (CM)

VIDA HORAS

LUMENES INICIALES

DEPRECIA CIÓN % POSICIÓN VOLTS

SERVICIO GENERAL

160 MEDIA BT-28 BLANCO 21.1 6,000 2,900 15 HOR. o VERT. 220

250 MOGUL BT-28 BLANCO 22.6 6,000 5,500 15 HOR. o VERT. 220

500 MOGUL BT-37 BLANCO 29.2 6,000 12,500 17 HOR. o VERT. 220

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

IODO CUARZO (HALOGENAS)

WATTS VOLTS BASE BULBO ACABADO LONG. TOTAL (CM)

VIDA HORAS

LUMENES INICIALES DEPRECIACIÓN

SERVICIO GENERAL

500 120 R7S-15 T3Q/CI-RSC CLARO 11.6 2000 10,500 12%

1000 220 “ “ “ 18.6 “ 22,000 "

1500 “ “ “ “ 25.4 “ 33,000 “

2000 “ F-4 “ “ 33.0 “ 44,000 "

100 120 MINICAN T-4 “ 6.9 1000 1,800 4%

150 “ “ “ “ “ 1500 2,900 “

200 “ RSC T-3 “ 7.9 “ 3,460 "

250 “ MINICAN T-4 “ 7.1 2000 4,850 "

300 “ RSC T-3 “ 11.9 “ 5,950 "

400 “ “ T-4 “ 7.9 “ 7,750 “

500 “ “ T-3 “ 11.9 “ 10,950 “

1000 220 “ “ “ 25.5 “ 21,400 “

1500 “ “ “ “ “ “ 35,800 “

2000 “ MOG. BIPOSTE T-30 “ 25.4 “ 48,000 6%

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

VAPOR MERCURIO

W A T T

BASE BULBO ACABADO LONG. TOTAL (CM)

VIDA HORAS

LUMENES INICIAL

DEPRECIA-CIÓN %

POSICIÓN PÉRDIDA EN EL

BALASTRO WATTS

SERVICIO GENERAL

175 250 400 700

1000

MOGUL “ “ “ “

BT-28 “

BT-37 BT-46 BT-56

B. DE “ “ “ “

21.1 “

29.2 36.8 39

24,000 “ “ “ “

8,600 12,775 23,125 42,750 61,670

11 16 14 16 23

VERTICAL “ “ “ “

25 34 39 70

100

TABLA 8.6.2 LÁMPARAS ELÉCTRICAS (CONTINUACIÓN)

CATEGORIA DE

MANTENIMIENTO PARTE SUPERIOR PARTE INFERIOR

I 1. NADA 1. NADA

1. NADA 1. NADA

2. TRANSPARENTE CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

2. REJILLAS O REFLECTOR

3. TRANSLUCIDA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

II

4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

2. TRANSPARENTE CON MENOS DEL 15% DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

1. NADA

3. TRANSLUCIDA CON MENOS DEL 15% DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

2. REJILLAS O REFLECTOR III

4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS

TABLA 8.6.3 FACTOR DE MANTENIMIENTO

(CATEGORIAS DE MANTENIMIENTO)

(REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

CATEGORIA DE MANTENIMIENTO PARTE SUPERIOR PARTE

INFERIOR

IV 1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 3. OPACO SIN ABERTURAS

1. NADA 2. REJILLAS

V 1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 3. OPACO SIN ABERTURAS

1 TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS

VI 1. NADA 2. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 3. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 4. OPACO SIN ABERTURAS

1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 3. OPACO SIN ABERTURAS

TABLA 8.6.3 FACTOR DE MANTENIMIENTO

(CATEGORIAS DE MANTENIMIENTO) (CONTINUACIÓN)

(REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

TIPO DE LUGAR

LOCALES INTERIORES Y EXTERIORES DONDE SE LOCALIZA EL EQUIPO ELÉCTRICO LUX

Fuente de tableros de control con instrumentos diversos e

interruptores 270

Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros " dúplex " 55

Pupitres de distribución o de trabajo 270

Cuarto de baterías 110

Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso) 55

Alumbrado de emergencia, en cualquier área 11

Áreas de maniobra 160

Áreas de tránsito de personal y vehículos 110

General 22

EXTERIORES Vías de acceso controlado Vías principales Vías secundarias

8 9 6

TABLA 8.6.4 NIVELES DE ILUMINACIÓN RECOMENDABLES

(REFERENCIA: NOM-001 -SEMP-1994)

OFICINAS

Lecturas de textos con mucho contraste y bien impresos; tareas y

zonas que no exigen una atención exagerada o prolongada tales

como lavabos, archivos no necesitados a diario, salones de

conferencias, salas de visitas, etc 300

Lectura o trascripción de manuscritos a tinta o a lápiz tinta,

sobre buen papel; archivos usados con frecuencia 700

Trabajo normal o de oficina; lectura de buenas reproducciones;

lectura o transcripciones de escritura a mano con lápiz duro o

sobre mal papel; archivos de uso continuo; clasificación de

correspondencia; índice de asuntos 1000

Contabilidad, intersección, distribución de tablas, teneduría de

libros, máquinas calculadoras, lectura de malas reproducciones,

dibujo a mano alzada 1500

Cartografía, estudios, dibujo detallado 2000

Corredores, ascensores, escaleras y escaleras mecánicas 200

OTROS:

Alumbrado de emergencia para todas las partes 30

Laboratorio de química 500

Casetas de filtros, aparatos de control y fuerza y equipos

telefónicos 200

Túneles o galerías, tuberías 100

Sala de máquinas 300

CUARTOS DE BAÑO

General 100

En el espejo 300

TABLA 8.6.4 NIVELES DE ILUMINACIÓN RECOMENDA13LES (CONTINUACIÓN)

8.7 BIBLIOGRAFIA 1 Manual de Alumbrado Phillips

Phillips Ed Paraninfo S. A. No. pág. 2 50

2 Manual de Alumbrado Westinghouse Ed. DOSSAT S.A. No. pág. 253

2 Luminotecnia y sus aplicaciones Emilio Carranza Castellanos Ed. Diana No. pág. 190

CATÁLOGOS 1 Principios de Iluminación y niveles de iluminación en México

Holophane No. pág. 19

2 Iluminación Croose Himds Domex, S. A. de C. V. No. pág. 50

9-3

CAPÍTULO 9

ARREGLOS FÍSICOS 9.1 INTRODUCCIÓN El presente capítulo proporciona al proyectista, una serie de conceptos, criterios y dibujos de proyecto, con los detalles necesarios para configurar físicamente los arreglos usados comúnmente en la instalación de un sistema eléctrico. 9.2 ARREGLOS DE CONJUNTO Para la realización del arreglo de conjunto deberán considerarse las características constructivas del equipo, las características de superficie y aspecto de la instalación con respecto al medio circundante, así como las características de suministro; ya que todos estos factores tendrán repercusión en el costo. Al configurar el arreglo de conjunto de un sistema eléctrico se deben considerar las siguientes recomendaciones: El servicio eléctrico se proporcionará siempre al límite de la propiedad. Los medidores de la compañía suministradora deben ubicarse de ser posible al límite de la propiedad, con acceso y espacio adecuado y lo más próximo a los TC´s. La ubicación de la subestación eléctrica debe ser al límite frontal de la propiedad y en la planta baja cuando se trate de edificios, y se tratará de que sea lo más próximo al centro de control de motores o tablero de distribución. Las dimensiones de los equipos indicados en el proyecto serán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan los planos del fabricante. En las acometidas aéreas, la estructura anterior a la subestación, deberá ser de remate para evitar transmitir tensiones mecánicas a la estructura de la subestación. El equipo de medición podrá ser ubicado en alta o baja tensión, para lo cual se debe prever el espacio y preparación necesaria.

9-4

La subestación eléctrica debe tener un adecuado sistema de tierras según lo indicado en el capítulo 5 de “Sistemas de tierras y pararrayos”. Cuando se trate de subestaciones compactas deberá definirse el tipo de arreglo (izquierda-derecha o derecha-izquierda) dependiendo de la llegada de la acometida, para la adecuada ubicación de registros, cuando éstos se requieran. Es recomendable aunque no limitativo el uso de tableros de distribución tipo Metal-Clad para media tensión. Cuando se tengan varios motores con capacidad considerable, se deberán emplear centros de control de motores. Al ubicar un tablero se tratará de que sea lo más próximo posible a los equipos a alimentar. En general la tubería conduit, los bancos de ductos y registros de inspección deberán de sujetarse a lo especificado en el capítulo 3 de “Canalizaciones”. 9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 9.3.1 Consideraciones generales Las características generales que deben satisfacerse para realizar un diagrama de conexiones determinado, dependen de: El diagrama de conexiones adoptado. La tensión nominal de la instalación. La intensidad de corriente máxima que puede circular por las distintas partes conductoras de la instalación en condiciones de operación continua (a potencia máxima). El valor máximo de la corriente de corto circuito. La seguridad para el personal de operación y de mantenimiento. Los tipos de subestaciones que pueden considerarse de acuerdo al diagrama de conexiones son:

9-5

Subestaciones tipo interior, se diseñan y construyen para operar en el interior de gabinetes, locales y cualquier otro medio que aísle sus equipos de las condiciones atmosféricas. Generalmente son utilizadas al inicio de los sistemas eléctricos en las industrias. Subestaciones tipo intemperie, se diseñan y construyen con materiales capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas, como lluvia, viento, etc. Son utilizadas generalmente en la transmisión, subtransmisión y distribución de la energía. 9.3.2 Características del diagrama de conexiones El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación, no sólo porque define la cantidad de equipo que debe utilizarse, sino también porque condiciona la extensión ocupada por la subestación. 9.3.3 Características normativas Todas las partes vivas que operen a una tensión mayor de 150 volts a tierra sin recubrimiento aislante adecuado, deben protegerse de acuerdo a su tensión contra el contacto accidental de personas, localizando las partes vivas respecto a los sitios donde puedan circular o trabajar personas, ya sea que se usen resguardos especiales o bien localizando las partes vivas a una altura y con una separación horizontal igual o mayor que las indicadas en la tabla 9.5.1 (ver pág. 16). 9.3.3.1 Tipo de resguardo a partes vivas Existen dos formas de resguardar las partes vivas: Por su separación de acuerdo a lo indicado en la tabla 9.5.1 (ver pág. 16). Por el encierro en un local. Donde todas las entradas, pasillos, escaleras, etc., que constituyan acceso a dichos lugares estén cerrados con llave o tengan aviso de peligro y sean accesibles a personas solamente autorizadas. Se pueden emplear otros tipos de resguardos como son las defensas, las cuales están constituidas por cercas perimetrales u otras estructuras rígidas de diversos tipos, sólidas o con malla metálica que cubra todo el espacio que se requiere resguardar.

9-6

9.3.3.2 Distancia mínima entre fases y de fase a tierra para conductores La distancia entre fases y la de fase a tierra depende de la tensión de aguante al impulso (NBI), la selección de ésta depende de la tensión nominal del sistema, de las condiciones atmosféricas del lugar, de la contaminación y de las características del equipo de protección utilizado. En la tabla 9.5.2 (ver pág. 17 ) se muestran las separaciones mínimas entre fases y de fase a tierra en conductores desnudos para los diferentes niveles de tensión. 9.3.3.3 Espacio para trabajar Alrededor del equipo debe dejarse espacio libre suficiente para su correcta operación y su mantenimiento. Debe preverse también, espacio necesario para la operación con pértiga del equipo que lo requiera, así como para el tránsito eventual del equipo voluminoso, etc. En subestaciones tipo interior se recomienda que el espacio libre para operación y mantenimiento tenga un ancho mínimo, en el frente del equipo principal (transformadores, tableros o interruptores) de 1.50 m, y en la parte posterior del mismo equipo de 1.30 m, pero en cualquier caso debe conservarse la distancia de protección a partes vivas. Se recomienda que durante los trabajos de mantenimiento, las áreas destinadas a efectuar esos trabajos sean marcadas por medio de una cerca o barandales ligeros o bien por medio de banderas claramente visibles, colocadas a manera de evitar que personas no autorizadas penetren inadvertidamente en esa zona. 9.3.4 Tipos de acometida El tipo de acometida influye en la disposición del arreglo físico, ya que deberá de preverse el espacio y preparación necesaria. La acometida de una subestación puede ser aérea o subterránea. La acometida aérea, es la parte de los conductores de una línea aérea de servicio, comprendida desde la línea o equipos inmediatos del sistema general de abastecimiento, hasta el primer punto de sujeción de conductores en la propiedad servida. La acometida subterránea, es la parte de los conductores de la línea subterránea de servicio, comprendida desde las líneas o equipos inmediatos del sistema general de abastecimiento, hasta el límite de la propiedad servida.

9-7

Este tipo de acometidas podrán incluir el servicio de medición en alta o baja tensión. En las figuras 9.6.6 y 9.6.7 (ver pág. 29 y 30) se muestran las acometidas más usadas como guía general, aunque se recomienda verificar estos datos con la compañía suministradora para un proyecto en específico. 9.3.5 Características específicas de arreglos físicos Para la determinación de las características específicas de los arreglos físicos, será necesario efectuar diversos tanteos para determinar la posición más conveniente de los equipos, optimizando varios arreglos posibles mostrando los diferentes acomodos del equipo que logren reducir al máximo la superficie del terreno utilizado, de acuerdo al tipo de subestación seleccionada. 9.3.5.1 Subestaciones rurales Se construyen en general con materiales empleados en líneas de distribución, como son los postes de concreto, aisladores y herrajes. Comúnmente son empleados cuatro arreglos básicos. Tipo poste. Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.6.1 (ver pág. 24). Con dos postes, este arreglo se muestra en la figura 9.6.2 (ver pág. 25). Tipo pedestal. Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.6.3 (ver pág. 26). Con cuatro postes, este arreglo se muestra en la figura 9.6.4 y 9.6.5 (ver pág. 27 y 28). En ambos casos el tipo y la carga máxima de los postes se determina de acuerdo con la tabla 9.5.4.(ver pág. 19 ). En caso de instalarse más de un transformador se debe sumar el peso de los transformadores y comparar con la carga límite del poste. Los pesos aproximados de los transformadores de distribución se muestran en la tabla 9.5.5 (ver pág. 19).

9-8

Ya que el dimensionamiento y arreglo de una subestación, depende también del lado en que se encuentre el equipo de medición, este punto deberá ser considerado para su aplicación en un proyecto específico, como los mostrados en las figuras 9.6.6 y 9.6.7 (ver págs. 29 y 30). En donde las disposiciones generales y particulares aplicables a la figura 9.6.6 (ver pág. 29) son las siguientes: a) El servicio se proporcionará siempre al límite de la propiedad con el gabinete de medidores dando el frente a la calle sin impedimento físico para tener acceso en forma permanente. b) La propiedad debe estar marcada con el No. oficial que proporciona Obras Públicas. c) El equipo compacto de medición queda instalado en el poste del usuario, el cual estará al límite de la propiedad. d) El entubado del equipo compacto de medición hasta el gabinete de medidores debe ser continuo sin existir registros. e) Deben utilizarse materiales normalizados y que no estén rechazados por el laboratorio de la C.F.E. f) Los apartarrayos y cortacircuitos fusibles se instalarán en el poste receptor de la acometida. Para la figura 9.6.7 (ver pág. 30) considere las mismas disposiciones generales indicadas en los incisos a, b y e y las siguientes disposiciones particulares: El entubado desde la garganta del transformador hasta el gabinete de medidores debe ser continuo sin existir registros. La distancia máxima entre el transformador y el gabinete de medidores será de 5 metros. El interruptor general de servicio debe instalarse a 1 metro máximo del gabinete de medidores. Si la calidad del servicio y la capacidad del transformador lo requieren, la construcción de la subestación podrá ser diseñada, con estructura metálica en marco, construida de fierro estructural, armada en celosía, en la que se remata la línea aérea de alta tensión, tal y como se muestra en la figura 9.6.8 (ver pág. 31).

9-9

9.3.5.2 Subestaciones compactas Las subestaciones compactas son alojadas en gabinetes de lámina de acero rolado en frío, autosoportadas y con secciones atornillables para posibles ampliaciones. Se aplican principalmente donde no se dispone de mucho espacio y éstas pueden ser para servicio interior o intemperie. Las subestaciones compactas tipo interior se fabrican únicamente para operar en áreas libres de polvo, humedad, gases, lluvias, etc. Las subestaciones tipo intemperie o exterior están diseñadas para operar en condiciones ambientales; su tipo de construcción es más robusta ya que en su diseño se emplea más lámina y empaques para protección física de sus componentes contra las condiciones ambientales. Básicamente una subestación compacta se compone de los siguientes gabinetes: Gabinete de medición En el se recibe la acometida en A.T. y el equipo de medición de la compañía suministradora. Consta de un gabinete blindado con dimensiones adecuadas según el nivel de tensión. Gabinete de cuchillas de paso y prueba Consiste de un gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de tensión. El objetivo de esta sección es aislar eléctricamente la subestación para efectos de mantenimiento. Gabinetes de protección Esta sección contiene la parte medular de las protecciones de una subestación, como son los fusibles y apartarrayos. Consta de un gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de la tensión. Gabinete de acoplamiento Consiste en gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de tensión, el cual se dispone para recibir la garganta del transformador.

9-10

Sección de transformación Consiste en un transformador con niveles adecuados de utilización. Las subestaciones compactas tienen la flexibilidad de poseer diferentes arreglos dependiendo de las necesidades del usuario, algunos de los arreglos más comúnmente usados se muestran en las figuras 9.6.9, 9.6.10 y 9.6.11 (ver págs. 32, 33 y 34). Existen otros tipos de arreglos específicos como el mostrado en la figura 9.6.12 (ver pág. 35). De acuerdo a las necesidades de servicio del usuario y a los criterios indicados en la tabla 9.5.6 (ver pág. 20) se podrá determinar el tipo de subestación más adecuada para establecer un arreglo conveniente. 9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA 9.4.1 Consideraciones generales El arreglo físico del sistema de fuerza varía en función de las cargas conectadas, por lo que debe seleccionarse de manera que proporcione el grado requerido de confiabilidad en el servicio con un mínimo de costo. Para la determinación del arreglo físico deberán considerarse los siguientes puntos: Tableros Los arreglos de los tableros pueden ser muy sencillos o muy completos, dependiendo de la capacidad y cantidad de equipos que serán instalados en su interior. Los aspectos generales que deben cumplir son los siguientes: Los tableros deben colocarse donde el operador no quede expuesto a daños por la proximidad de partes vivas o partes de maquinaria o equipo que esté en movimiento. No debe haber materiales combustibles próximos. El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse para almacenar materiales. Debe preverse espacio para trabajar.

9-11

En los tableros el equipo de interruptores debe estar dispuesto de tal forma que los medios de control sean fácilmente accesibles al operador. Los instrumentos, relevadores y otros dispositivos que requieran lectura o ajuste, deben ser colocados de manera que estas labores puedan efectuarse fácilmente desde el espacio dispuesto para trabajar. Debe proporcionarse suficiente iluminación en el frente y atrás del tablero para que pueda ser fácilmente operado y los instrumentos leídos correctamente. Debe existir una visibilidad del operador desde el lugar del control para cada equipo a controlar. Todos los centros de carga deben ubicarse lo más próximo posible a las cargas. Canalizaciones Los arreglos físicos de las canalizaciones dependen en gran medida de la localización de las cargas y tableros de distribución, así como de los arreglos de conjunto de casa de bombas y cuarto de control. Se recomienda ubicar las trayectorias de las canalizaciones tratando de encontrar las rutas más cortas. Al seleccionar las rutas y tipos de canalizaciones se debe tomar en cuenta la flexibilidad de operación y mantenimiento, facilidad para aplicaciones futuras y economía. Para determinar el arreglo de las canalizaciones es necesario recabar la información siguiente: Información referente de tipo y modelo de equipos: de bombeo, grúas, compresores, etc. Así como equipos auxiliares que se requieran alimentar, como son electroválvulas, torres de oscilación, etc. La necesidad de ampliaciones o cambios futuros para la trayectoria de las canalizaciones. Desde el punto de vista de la instalación, operación y mantenimiento del equipo electromecánico, se debe tomar en cuenta la localización de equipos respecto a vías de acceso y zonas de maniobra. Se deberán tener definidas las preparaciones de la obra civil como son bases, huecos, acondicionamiento de locales, etc., de acuerdo a las trayectorias de los equipos.

9-12

Preever la localización de soportes y accesorios de canalizaciones de tal suerte que en caso de mantenimiento el equipo pueda ser desplazado conservando cierta distancia entre las diferentes partes. Sistemas auxiliares Cuando se instalen equipos auxiliares como las baterías estacionarias, ya sea níquel-cadmio o plomo ácido, es recomendable que éstas no sean instaladas en cuartos herméticamente cerrados, ya que ambas desprenden hidrógeno al final de la carga. Mientras sea posible la batería se deberá instalar en un lugar seco y fresco, para que las celdas no sean afectadas por unidades de calentamiento, como radiadores, luz solar, tubos de vapor, etc. Por lo que se deberán destinar áreas específicas para la instalación de baterías. Cuando las baterías se vayan a localizar en estantes, se debe considerar la facilidad de acceso a las celdas. Para cada batería es recomendable utilizar dos cargadores, uno como sustituto del otro, debiéndose instalar en un cuarto cercano al de las baterías, para protegerlos de los gases que desprenden éstas y evitar la posibilidad de una explosión. El gabinete que soporta el cargador puede ir sobre el suelo o montado en una pared y podrá tener acceso a su interior por cualquiera de sus caras. Cuando se tenga la necesidad de instalar una planta de emergencia, deberá considerarse que: La cimentación del lugar sea capaz de soportar el peso de la planta y los esfuerzos de vibración. La superficie de instalación debe ser lisa. Se debe de considerar un local especial para su colocación, con ventilación adecuada, ya sea natural o con extractores. Se deberán tener espacios suficientes para maniobras de mantenimiento. En el lugar de instalación no deben existir equipos que se vean afectados por vibración.

9-13

9.4.2 Características específicas de tableros Las dimensiones de un tablero dependen principalmente del nivel de tensión, cantidad y capacidad de equipos instalados. El diagrama de conexiones adoptado nos proporciona dicha información. Centro de control de motores de baja tensión Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) de altura, 508 mm (20”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una altura de acuerdo con los espacios mínimos ocupados por combinaciones de interruptor termomagnético-contactor magnético, con relevadores de sobrecarga, como se muestra en las tablas 9.5.7, 9.5.8, 9.5.9 y 9.5.10 (ver págs. 21, 22 y 23).

Tableros metal clad

El uso de estos tableros es recomendable más no limitativo.

Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) de altura, 762 mm (30”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una altura de acuerdo a la siguiente relación:

Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión plena no reversible:

CAPACIDAD MÁXIMA TENSIÓN

(C.P.) (kV)

1,500 2,400

2,500 4,160

Espacio ocupado por arrancador: 762 mm (30”) Nota: Se puede agrupar tres arrancadores en un gabinete estándar

9-14

Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión reducida tipo autotransformador no reversible:

CAPACIDAD MÁXIMA TENSIÓN

(CP) (kV)

1,500 2,400

2,500 4,160 Espacio ocupado por arrancador: 2,286 mm + 762 mm (90” + 30”) Nota: Se agrupa un arrancador en dos gabinetes estándar; los contactores y el autotransformador ocupan una sección completa (762 mm cada uno) y el equipo de control y auxiliar una tercera parte del otro gabinete (762 mm). En la figura 9.6.13 (ver pág. 36) se muestra un arreglo tipo de distribución de fuerza considerando algunos de los sistemas auxiliares. 9.4.3 Sistemas auxiliares Los sistemas auxiliares comprenden el conjunto de instalaciones formadas por las fuentes de alimentación de corriente directa y de corriente alterna, de baja tensión utilizados para energizar los sistemas de control, protección, señalización y alumbrado. Normalmente se utilizan en caso de falla en el suministro de energía en equipos de vital importancia, por lo cual dependiendo de la importancia del sistema podrán ser utilizados o bien considerados en etapas futuras de un proyecto, ya que éstos influirán en el dimensionamiento del arreglo físico y costo del proyecto, como lo muestra la figura 9.6.13 (ver pág. 36), en el caso de que estos servicios se requieran. Aunque los bancos de baterías y cargadores de baterías ocupan un espacio relativamente pequeño, deben ser considerados en el dimensionamiento del arreglo físico, ya que requieren de sitios especiales para su instalación según lo indicado en el punto 9.4.1 (sistemas auxiliares). Los locales de instalación donde se ubiquen plantas de emergencia deberán cumplir con lo indicado en el punto 9.4.1(sistemas auxiliares). Las dimensiones de éstas serán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan los planos del fabricante, con el mostrado en la figura 9.6.14 (ver pág. 37).

9-15

Cuando la planta de emergencia se instale en local cerrado, dicho local deberá contar con suficiente ventilación mediante extractores de aire. En dichos locales se deberá mantener la distancia mínima posible de la planta al muro, considerando la capacidad de la planta, las dimensiones de la misma y los espacios mínimos para maniobras y mantenimiento, como se indica en la figura 9.6.14 (ver pág. 37). En la figura 9.6.15 (ver pág. 38) se muestra un arreglo físico tipo de la instalación de la planta eléctrica de emergencia, comúnmente utilizado y la disposición con respecto al tablero de transferencia y tanque de combustible. Para los tanques de combustible considere lo indicado en la fig. 9.6.16 (ver pág. 39).

9-16

TENSIÓN NOMINAL

ENTRE FASES(VOLTS)

ALTURA MÍNIMA (METROS)

DISTANCIA HORIZONTAL

MÍNIMA (METROS)

DISTANCIA MÍNIMA DE

RESGUARDO A PARTES VIVAS

(METROS)

Hasta 600 2.60 1.00 0.05

Más de 600

Hasta 6600

2.70

1.00

0.10

13800

23000

2.70

2.80

1.07

1.14

0.15

0.23

34500 3.90 1.20 0.30

TABLA 9.5.1 DISTANCIAS MÍNIMAS A PARTES VIVAS DESCUBIERTAS

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

9-17

TENSIÓN NOMINAL

NIVEL BÁSICO DE

DISTANCIAS MÍNIMAS

ENTRE FASES (kV)

AISLAMIENTO AL IMPULSO (kV)

Entre fases

De fase a tierra

Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. 2.4 4.16 6.6

60 60 75

95 95 95

12 12 14

18 18 18

8 8 10

15 15 15

13.8 23 34.5

95 125 150 200

110 150 150 200

19 27 32 46

31 38 38 46

13 19 24 33

18 26 26 33

Nota: Los valores de esta tabla deben considerarse como valores mínimos aplicables en condiciones atmosféricas normales, hasta 1000 msnm

Temperatura 20°C Presión 101.3 kPa o 760 mm Hg Humedad absoluta ho=11 g/m Para condiciones desfavorables de servicio, estos valores deben

aumentarse.

TABLA 9.5.2 DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE FASES Y A TIERRA EN CONDUCTORES DESNUDOS

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

9-18

TENSIÓN DEL

CIRCUITO

CABLES DIRECTAMENTE ENTERRADOS

TUBO CONDUIT NO METÁLICO

RÍGIDO**

TUBO CONDUIT METÁLICO RÍGIDO

E INTERMEDIO mm mm mm

Más de 600V-22kV

750 450 150

Más de 22kV 40 kV

900 600 150

Más de 40kV 1100 750 150

NOTA: La profundidad mínima es la distancia en mm más corta medida desde un punto en la superficie superior de cualquier conductor directamente enterrado, cable, tubo conduit u otra canalización hasta la superficie exterior del piso terminado, concreto o recubrimiento similar.

** Certificados por un organismo de certificación acreditado como adecuados para enterrarse directamente sin estar embebidos.

TABLA 9.5.3 PROFUNDIDAD MÍNIMA DE ENTERRAMIENTO PARA

ACOMETIDAS SUBTERRÁNEAS

(REFERENCIA: NOM-001-SEMP-1994)

9-19

A R E A R U R A L

Tipo de poste

PC-11-500

PC-11-700

Límite de carga (kg)

1,000 kg

1,400 kg

Capacidad del

1 F

hasta 75 kVA

hasta 167 kVA

transformador 3 F hasta 75 kVA hasta 150 kVA

A R E A U R B A N A

Tipo de poste

PC-12-750

A-13

Límite de carga (kg)

1,500 kg

1,700 kg

Capacidad del

1 F

hasta 167 kVA

hasta 167 kVA transformador 3 F hasta 150 kVA hasta 150 kVA

TABLA 9.5.4 CARGA MÁXIMA SOPORTADA POR POSTES DE CONCRETO

(REFERENCIA: CFE O8-TR-01)

CAPACIDAD (kVA)

P E S O

(kg)

15 kV 25kV 35 kV 15 30 45

242 335 437

384 510 545

510 580 690

75 112.5 150

538 757 899

788 903 1100

829 1121 1240

225 300 500

1394 1800 2462

1666 1990 2804

1980 2550 2970

TABLA 9.5.5 PESOS APROXIMADOS DE TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

9-20

S.E. COMPACTA

S.E. RURAL

Ocupa poco espacio Ocupa un espacio mayor

No existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador

Existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador

No existe limitación en cuanto al número de transformadores

Existe limitación en cuanto al número de transformadores

Inversión inicial alta Inversión inicial normal

Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas

Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas

Instalación relativamente complicada

Fácil instalación

Mejor estética Aspecto rural

Flexibilidad para ampliaciones futuras

Dificultad para ampliaciones futuras

No existe riesgo de contacto accidental con partes vivas

Existe riesgo de contacto accidental con partes vivas

Mantenimiento relativamente mayor Poco mantenimiento

TABLA 9.5.6 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA S.E. COMPACTAS Y RURALES

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

9-21

TAMAÑO NEMA

C.P. MÁXIMOS

ALTURA DE LA COMBINACIÓN

220 V 440 V mm (PULGADAS) a tensión plena

1 7 1/2 10 305 (12”) 2 15 25 305 (12”) 3 25 50 457 (18”) 4 50 100 762 (30”) 5 100 200 1143 (45”) 6 200 400 1372 (54”)

a tensión reducida tipo autotransformador 2 15 25 1067 (42”) 3 25 50 1372 (54”) 4 50 200 1600 (63”) 5 100 200 1981 (78”) 6 200 400 1981 (78”)

TABLA 9.5.7 ESPACIOS MÍNIMOS OCUPADOS POR COMBINACIONES DE

INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO-CONTACTOR MAGNÉTICO

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

9-22

No. TOTAL DE POLOS ESPACIO OCUPADO

1 fase, 3 hilos, con zapatas principales 2 305 (12”) 4 305 (12”) 8 381 (15”) 12 381 (15”) 14 381 (15”) 20 457 (18”) 30 610 (24”) 42 762 (30”) 1 fase, 3 hilos, con interruptor principal 8 457 (18”) 14 457 (18”) 20 610 (24”) 24 610 (24”) 30 838 (33”( 42 991 (39”) 3 fases, 4 hilos, con zapatas principales 12 457 (18”) 14 457 (18”) 29 457 (18”) 30 610 (24”) 42 762 (30”) 3 fases, 4 hilos, con interruptor principal 14 457 (18”) 24 610 (24”) 30 762 (30”) 42 991 (39”)

TABLA 9.5.8 ESPACIOS MÍNIMOS OCUPADOS POR TABLEROS DE

DISTRIBUCIÓN Y ALUMBRADO, CON TENSIÓN NOMINAL A 220/127V

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

9-23

CAPACIDAD MÁXIMA (kVA)

ESPACIO OCUPADO mm (PULGADAS)

transformadores monofásicos 2 305 (12”) 6 381 (15”) 15 457 (18”) 30 610 (24”) 45 686 (27”)

transformadores trifásicos 15 457 (18”) 30 610 (24”) 50 762 (30”)

TABLA 9.5.9 ESPACIOS MÍNIMOS OCUPADOS POR TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN TIPO SECO

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

No. DE POLOS CAPACIDAD MÁXIMA

(A)

ALTURA mm.(PULGADAS)

2 ó 3 100 305 (12”) 225 457 (18”) 400 686 (27”) 3 100 762 (30”) 200 1067 (42”)

TABLA 9.5.10 ESPACIOS MÍNIMOS OCUPADOS POR INTERRUPTORES

TERMOMAGNÉTICOS PRINCIPALES Y DERIVADOS

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

9-40

9.7 BIBLIOGRAFÍA Elementos de diseño de subestaciones eléctricas Gilberto Enríquez Harper Editorial Limusa Diseño de subestaciones eléctricas José Raúl Martín Editorial MC. Graw-Hill NOM-OO1-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de energía eléctrica Norma de distribución-construcción de líneas aéreas Comisión Federal de Electricidad Industrial power systems handbook D. Beeman Editorial MC.Graw-Hill IEEE std-141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrial plants (red book) Catálogos y publicaciones diversas Square D’ de México, s.a. de c.v. Federal Pacific Electric, s.a. de c.v. General Electric de México, s.a. de c.v. Selmec equipos industriales, s.a. de c.v. Siemens, s.a. de c.v. Saft Nife, s.a. de c.v. Accesorios Eléctricos, s.a. de c.v.

10-2

CAPÍTULO 10

NOMENCLATURA

Nomenclatura (por definición: conjunto de nombres) 10.1 DEFINICIÓN A la vista de.- Quiere decir que el equipo debe ser visible desde el otro equipo y no debe estar a más de 15m de separación uno del otro. A prueba de.- En general, se aplica al equipo (o instalación) diseñado o construido de tal modo que su buen funcionamiento no es afectado por la presencia del agente externo contra el cual se considera protegido y que debe mencionarse en cada caso. Esta definición se aplica, por ejemplo, a los términos: "A prueba de agua", "A prueba de intemperie", "A prueba de lluvia", "A prueba de polvo", etc. Abierto (aplicado a equipo eléctrico).- Se dice de una máquina, aparato o dispositivo, construido sin protección especial de sus partes sometidas a potencial o en movimiento. Accesible (aplicado a equipos).---- Que puede acercársele, que no está cerrado bajo llave, a una altura elevada, etc. Accesible (aplicado a métodos de alambrado).- Que puede retirarse o ser expuesto sin dañar la estructura del edificio o su acabado, o que no está permanentemente encerrado por la estructura o el acabado del edificio. Accesible, fácilmente....---- Capaz de ser alcanzado rápidamente para el funcionamiento, mantenimiento e inspección sin necesidad de brincar o quitar obstáculos o hacer uso de escaleras, bancos, etc. Accesorio.- Pieza de una instalación tal como una tuerca, un conector u otra parte de un sistema de alambrado cuya finalidad principal es realizar una función mecánica más que eléctrica. Acometida....---- Conductores y equipo necesarios para llevar la energía eléctrica desde el sistema de suministro al sistema de alambrado de la propiedad alimentada. Activo (conductor)....---- Eléctricamente conectado a una fuente de diferencia de potencial eléctricamente cargado de manera que presente una diferencia de potencial con respecto a tierra.

10-3

Ajuste (de un interruptor automático).- Valor de la corriente que determina su disparo. Apagador....---- Interruptor pequeño, de acción rápida, operación manual y baja capacidad, que generalmente se usa para el control de aparatos pequeños domésticos y comerciales y unidades pequeñas de alumbrado. Apartarrayo.- Supresor de sobretensiones. Aprobado....---- Cualquier producto o equipo certificado por las autoridades competentes o por los organismos de certificación acreditados en el país conforme a lo dispuesto, por la Ley Federal Sobre Metrología Y Normalización. Automático....---- Que actúa por sí mismo, por su propio mecanismo cuando es accionado por alguna influencia no humana; por ejemplo, una variación de intensidad de corriente, de presión, de temperatura o cambio de configuración mecánica. Cable (aplicado a la forma de construcción de un conductor).- Conductor formado por varios filamentos torcidos, con lo cual se obtiene un conductor más flexible que el alambre (conductor sólido) de sección equivalente. Cable aislado.- Conductor (generalmente formado por filamentos) o grupos de conductores, provisto cada uno de su propio aislamiento y envuelto el conjunto por una capa aislante y por una cubierta exterior protectora. Cable de acometida.- Cable formado por conductores de acometida. Caja.- Cubierta diseñada para ser montada superficialmente, con puertas o tapas que encajan en las paredes de la caja y se fijan a ellas. Canalización.- Conducto cerrado diseñado especialmente para contener alambres, cables o solera. Nota: Las canalizaciones pueden ser metálicas o no metálicas y el término incluye: tubo conduit metálico tipo pesado, tubo rígido no metálico, tubo conduit metálico semipesado, tubo conduit flexible hermético a los líquidos metálico y no metálico, tubo conduit metálico flexible, tubo conduit metálico tipo ligero, canalizaciones bajo el piso, canalizaciones en pisos celulares de concreto, canalizaciones en pisos celulares metálicos, canalizaciones de superficie, ducto para cable, canales metálicos con tapa y canalizaciones para soleras.

10-4

Capacidad de corriente.- Corriente que puede conducir un conductor eléctrico, expresada en amperes, bajo operación continúa y sin exceder su temperatura máxima de operación. Capacidad interruptiva.- Corriente máxima, expresado en amperes, que un dispositivo puede interrumpir a una tensión nominal, bajo condiciones normales de prueba. Nota: Los equipos diseñados para interrumpir otras corrientes que no sean fallas, pueden expresar su capacidad de interrupción en otras unidades como los kW (CP), o la corriente a rotor bloqueado. Carga conectada.- La suma de las potencias nominales de las máquinas y aparatos que consumen energía eléctrica, conectados a un circuito o a un sistema. Carga contínua....---- Carga cuya corriente máxima se mantiene durante tres horas o más. Carga eléctrica.- Potencia que demanda, en un momento dado, un aparato o máquina o un conjunto de aparatos de utilización conectados a un circuito eléctrico (la carga puede variar en el tiempo, dependiendo del tipo de servicio). Cerrado (aplicado a equipos).- Se dice de una máquina o aparato construido con protección especial de sus partes sometidas a potencial o en movimiento. Certificado.- Es el sistema de certificación de lotes o partidas para productos, materiales, subpartes o componentes que expide la autoridad competente o el organismo de certificación acreditado en México, con el objeto de verificar su conformidad con normas oficiales mexicanas y/o normas mexicanas específicas del producto, o condiciones preestablecidas. Circuito alimentador.- Es el conjunto de los conductores y demás elementos de un circuito, en una instalación de utilización, que se encuentra entre el medio principal de desconexión de la instalación y los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los circuitos derivados. Circuito de fuerza de baja potencia.- Circuito que no es para control remoto o de señalización pero que tiene suministro de energía limitado de acuerdo con los requisitos de control remoto clase 2 y clase 3.

10-5

Circuito derivado.- Conductores del circuito formado entre el último dispositivo contra sobrecorriente que protege el circuito y la(s) carga(s) conectada(s). Conductor activo.- Conductor de un circuito que normalmente tiene una diferencia de potencial con respecto a tierra. Conductor de puesta a tierra.- El conductor que se usa para conectar a tierra, en el punto requerido, las cubiertas metálicas de los equipos, las canalizaciones metálicas y otras partes metálicas no portadoras de corriente. Conductor puesto a tierra del sistema.- Es el conductor de un circuito o sistema que intencionalmente se conecta a tierra, tal como es el uso del conductor neutro. Conductor neutro.- Conductor del sistema o circuito que está puesto a tierra intencionalmente. Contacto (como dispositivo de instalaciones eléctricas.- Dispositivo formado por un receptáculo (no del tipo de casquillo roscado), previsto como salida de una instalación eléctrica y que se usa para recibir las clavijas de cordones o cables flexibles de aparatos que están alimentados por este medio. Corta circuito térmico.- Dispositivo de protección contra sobrecorriente que contiene un elemento térmico adicional que afecta a un elemento fusible renovable que abre el circuito. No está diseñado para interrumpir corrientes de corto circuito. Controlador.- Dispositivo o grupo de dispositivos que sirven para gobernar, en alguna forma predeterminada, la potencia eléctrica suministrada a los equipos, a los cuales están conectados. Desconectador.- Dispositivo destinado a abrir o cerrar en aire un circuito, solamente después de que se ha desconectado la carga por algún otro medio, pero que puede tener potencial aplicado en el momento de su operación. Descubierto (aplicado a métodos de alambrado).- Colocado encima o fijado a una superficie o por detrás de paneles diseñados para permitir el acceso. Descubierto (aplicado a partes vivas).- Que una persona puede inadvertidamente tocarlo o acercársele a una distancia menor a la segura.

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Se aplica a las partes que no están resguardadas, separadas o aisladas de manera adecuada. Dispositivo.- Elemento de un sistema eléctrico destinado a transportar pero no a utilizar energía eléctrica. Ducto.- Canalización sencilla, cerrada, de cualquier forma de sección. Este término se aplica a algunos tipos especiales de canalización y tiene un uso particular en el caso de líneas subterráneas. Electrodo de tierra.- Una o más partes conductoras (generalmente varillas, tubos o placas), enterradas en el suelo, con el propósito de hacer contacto eléctrico firme con la masa general de la tierra en el lugar. Electrodoméstico.- Equipo de utilización generalmente de tipo no industrial, construido normalmente en tipos o tamaños normalizados, que se conecta como una unidad para realizar una o más funciones, tales como lavadora, licuadora, ventilador, etc. Electrorregistro.- Pieza o parte de un ducto o tubo de canalización, que permite acceso al interior mediante tapas removibles colocadas en las uniones de dos o más secciones de la canalización o al final de ella. Equipo.- Término general que abarca material, accesorios, dispositivos, artefactos, luminarias, aparatos y similares que se usan como partes de la instalación eléctrica o conectados a ella. Equipo a prueba de explosión.- Equipo protegido por una caja, capaz de resistir una explosión de un gas o vapor específico, que puede ocurrir en su interior, de impedir la ignición de un especificado gas o vapor que lo rodea causado por chispas, explosión del gas o vapor del interior de la cubierta y capaz de funcionar a una temperatura exterior tal que la atmósfera inflamable que lo rodea no sea incendiada por su causa. Equipo de acometida.- El equipo necesario compuesto generalmente por un interruptor automático o manual y fusibles y sus accesorios, colocados cerca del punto de entrada de los conductores de alimentación de un edificio, otra estructura u otra área definida y que está destinado a servir de control principal y medio de desconexión del suministro. Equipo del servicio.- El conjunto de aparatos, propiedad del organismo suministrador o bajo su cuidado, necesarios para el adecuado suministro del servicio, tal como equipo de medición, transformadores de instrumento

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y gabinetes que los contienen, cuchillas auxiliares, etc., que se encuentran instalados en el extremo de la acometida más próximo al servicio. Equipo de utilización.- Equipo que transforma la energía eléctrica en energía mecánica, química, calorífica, lumínica, etc. Equipo eléctrico.- Término general que comprende aparatos, máquinas, dispositivos, etc. que se usan en instalaciones eléctricas, para generación, conversión, transformación o utilización de energía eléctrica, incluyendo instrumentos de medición, dispositivos de protección y aparatos accesorios. Factor de demanda.- Relación entre la demanda máxima de un sistema o parte de un sistema a la carga total conectada de un sistema o a la parte del sistema bajo consideración. Frente muerto.- Sin partes vivas descubiertas hacía las personas en el lado de accionamiento del equipo. Gabinete.- Caja diseñada para montaje de superficie o embutida , provista de un marco o pestaña en el cual hay o pueden colocarse puertas de bisagra. Guarda.- Carcaza o cubierta de los aparatos o la cerca o paredes que rodean una instalación para evitar a las personas un contacto accidental con partes energizadas, o para proteger el equipo contra daño físico. Hermético (a.).- (Aplicado a equipo eléctrico). Construido de tal modo que el agente externo de que se trata (y que en cada caso debe mencionarse) no puede penetrar a la caja que protege al equipo. Instalación de utilización.- Para los fines de la presente norma, se aplica a la instalación de un usuario del servicio público de energía eléctrica. Instalación eléctrica.- Cualquier combinación de equipo eléctrico que se encuentra interconectado, incluyendo los conductores y demás elementos de interconexión y accesorios, dentro de un espacio o localización determinados. Instalación oculta.- La que tiene canalización embutida en muros, techos, pisos, etc., o dentro de éstos, en forma que no sea visible. Instalación visible.- Instalación en línea abierta o en canalización colocada en forma que sea visible.

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Interruptor.- Dispositivo que puede abrir un circuito eléctrico, cuando circula corriente, con un valor hasta el de la capacidad del mismo dispositivo, sin sufrir daño alguno. Interruptor automático.- Dispositivo diseñado para abrir y cerrar un circuito por medios no automáticos y que abre el circuito automáticamente a una sobrecorriente predeterminada, sin daño para el mismo, cuando se le usa de manera adecuada dentro de sus capacidades nominales. Ajuste (de un interruptor automático).- El valor de la corriente de tiempo o de ambos a los cuales se gradúa el disparo de un interruptor automático ajustable. Ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automático puede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara o el tiempo requerido para hacerlo, dentro de límites definidos. Disparo instantáneo (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción de disparo del interruptor no se ha introducido intencionalmente ningún retardo. No ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automático no puede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara, ni el tiempo requerido para su funcionamiento. Tiempo inverso (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción de disparo del interruptor sea introducido intencionalmente un retardo que decrece a medida que la magnitud de la corriente aumenta. Interruptor de uso general.- Interruptor para utilización en distribución general y circuitos derivados. Está calibrado en amperes y puede interrumpir su corriente nominal a la tensión nominal. Interruptor contra fallas a tierra (ICFT).- Dispositivo destinado a la protección personal, que funciona para desenergizar un circuito o una parte del mismo, dentro de un período determinado, cuando ocurre una corriente de falla a tierra que excede un valor predeterminado, menor que el necesario para accionar la protección contra sobrecorriente del circuito de alimentación. Interruptor separador.- Un interruptor previsto para aislar un circuito eléctrico de la fuente de alimentación. Este no tiene capacidad de interrupción y está previsto para funcionar solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio.

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Línea aérea.- Es aquella que está constituida por conductores desnudos o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportados por estructuras o postes, con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores. Línea subterránea.- Es aquella que está constituida por uno o varios cables aislados que forman parte de un circuito eléctrico o de comunicación, colocados bajo el nivel del suelo, ya sea directamente enterrados, en ductos o con cualquier otro medio de protección mecánica. Lugar de condiciones corrosivas.- Se incluyen en esta designación los lugares húmedos o mojados; lugares situados en zonas costeras (hasta aproximadamente 50 kms. tierra adentro); los lugares donde existen gases, vapores o polvos de productos químicos, ácidos o alcalinos y lugares similares. Lugar húmedo.- Lugares parcialmente protegido bajo aleros y toldos, porches y corredores techados y abiertos, lugares similares y ambientes interiores con un grado de humedad moderado, tales como algunos sótanos, graneros y depósitos refrigerados. Lugar mojado.- Instalaciones bajo tierra, en losas o mampostería, que están en contacto directo con tierra y lugares sometidos a saturación con agua u otros líquidos, tales como áreas de lavado de vehículos y lugares expuestos a la intemperie y no protegidos. Lugar peligroso.- Área o local en donde las instalaciones y el equipo eléctricos quedan expuestos a las condiciones de peligro que se originan por la existencia y concentración, en la atmósfera de los mismos lugares, de gases, vapores, líquidos volátiles, polvos o pelusas combustibles e inflamables. Lugar seco.- Lugar que normalmente no está sometido a derrames o humedad. Un lugar clasificado como seco puede estar temporalmente sometido a agua o humedad como es el caso de un inmueble en construcción. Luminario....---- Es un aparato que distribuye, filtra o controla la luz emitida por una o varias lámparas, el cual incluye, todos los accesorios necesarios para la fijación protección y funcionamiento de dichas lámparas.

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Materiales eléctricos.- Componentes de una instalación eléctrica tales como conductores, canalizaciones, cajas de conexión y otros que individualmente no constituyen un equipo eléctrico. Medios de desconexión.- Dispositivo o grupo de dispositivos u otros medios por los cuales los conductores de un circuito pueden ser desconectados de su fuente de suministro. No automático.- Cuyo funcionamiento o acción implicada necesita de la intervención de personas para su control. Oculto.- Inaccesible debido a la estructura o al acabado del inmueble. Los conductores en canalizaciones ocultas son considerados ocultos, aunque se hacen accesibles al retirarlos de las canalizaciones. Operable desde fuera.- Capaz de ser manipulado sin exponer al operador al contacto con las partes vivas. Pararrayos de edificios (o de estructuras).- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas, que constituye un medio de conducir a tierra las descargas que inciden directamente sobre los puntos más elevados de un edificio o de una estructura de cualquier tipo. Persona idónea o calificada.- Aquella que está familiarizada con la construcción y manejo de equipo, así como con los riesgos existentes. Protección de falla a tierra para equipos.- Un sistema que protege al equipo de corrientes dañinas dirigidas hacía la falla a tierra, haciendo funcionar un medio de desconexión para abrir todos los conductores sin conexión a tierra del circuito dañado. Esta protección se da en niveles de corriente menores que aquellos que se requieren para proteger los conductores de algún daño, por medio del funcionamiento de un dispositivo que suministra un circuito de sobrecorriente. Protector térmico (referido a motores).- Dispositivo de protección, para ser instalado como parte integral del motor o un motocompresor y el cual, cuando se usa de manera apropiada, protege al motor contra sobrecalentamiento peligroso debido a sobrecarga o a falla del arranque. Protegido térmicamente (referido a motores).- Cuando aparece en la placa del motor la indicación que el motor está provisto de un protector térmico.

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Puente de unión.- Conductor confiable para proporcionar la conductividad eléctrica requerida entre partes de metal que hayan de ser conectadas eléctricamente. Puente de unión (de equipos).- La conexión entre dos o más partes del conductor de puesta a tierra de equipos. Puente de unión (en un circuito).- La conexión entre dos o más partes del conductor en un circuito, para mantener la capacidad de corriente requerida del circuito. Puente de unión principal.- La conexión entre el conductor puesto a tierra del circuito y el conductor de puesta a tierra de equipos, en la acometida. Punteado.- Interconexión permanente de las partes metálicas para formar un camino conductor que garantice la continuidad y capacidad de conducción eléctrica, para transportar con seguridad cualquier corriente a la que puedan estar sometidas. Puesto a tierra.- Conectado a tierra o a algún cuerpo conductor que sirve como tierra. Receptáculo.- Dispositivo de contacto instalado en una salida para la conexión de una sola clavija. Nota: Un receptáculo sencillo es un dispositivo de un solo juego de contacto. Uno múltiple es un dispositivo con dos o más contactos. Recinto.- Son las paredes o guardas alrededor de la instalación para prevenir el contacto del personal en forma accidental con partes energizadas, o para proteger el equipo contra daño físico. Resguardado.- Cubierto, cercado, encerrado o protegido de otra manera, por medio de cajas o tapas adecuadas, barreras, rieles, pantallas, placas o plataformas que suprimen el riesgo de contacto peligroso o acercamiento de personas u objetos a un punto peligroso. Rodeado por una caja, cubierta, cerca o paredes que impiden a las personas tocar accidentalmente las partes energizadas. Resistente a la intemperie (a prueba de intemperie).- Construido o protegido de manera que al estar expuesto a la intemperie no impide su buen funcionamiento.

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Equipos clasificados como "Resistente a la lluvia", "Hermético a la lluvia", "Hermético al agua" pueden clasificarse como "Resistente a la intemperie", si las condiciones climáticas tales como nieve, hielo, polvo o temperaturas extremas no representan un factor determinante. Salida.- En una instalación de utilización, caja de conexiones de la cual se toma la alimentación para una o varias cargas eléctricas determinadas, tales como las de luminarios, motores, contactos, etc. Seccionador.- Aparato de maniobra destinado a separar un circuito eléctrico de la fuente de energía. No tiene capacidad de interrupción de corriente y está destinado a ser manipulado solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio. Separado.- No fácilmente accesible a personas, a menos que se usen medios especiales de acceso. Servicio contínuo.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de una carga constante por un tiempo indefinidamente largo. Servicio intermitente.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento por períodos alternados: 1) Con carga y sin carga, 2) Con carga y parada, 3) Con carga, sin carga y parada. Servicio periódico.- Tipo de servicio intermitente en el cual las condiciones de carga son regularmente recurrentes. Servicio por corto tiempo.- Tipo de servicio que exige funcionamiento de una carga constante por un tiempo corto definido. Servicio variable.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de cargas a intervalos que pueden estar sujetos a amplias variaciones. Símbolo gráfico.- Es la representación gráfica de conductores, conexiones, aparatos, instrumentos y otros elementos que componen un circuito eléctrico. Sistema de alambrado de la propiedad.- El alambrado interior y exterior, entre el extremo del lado de la carga de la parte exterior de la acometida a la(s) salida(s); incluye los circuitos de fuerza, alumbrado, control y señales, junto con todos los herrajes correspondientes, accesorios y dispositivos de alambrado, ya estén instalados temporal o permanentemente; no incluyen el alambrado interno de artefactos, luminarias, motores, controladores, centros de control de motores y equipo similar.

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Sistema fotoeléctrico solar.- El total de los componentes y subsistemas que combinados, convierten la energía solar en energía eléctrica apropiada para conectar a una carga útil. Sobrecarga.- Funcionamiento de un equipo excediendo su capacidad normal o de plena carga nominal, de un conductor con exceso de corriente sobre su capacidad nominal, cuando tal funcionamiento, de persistir por suficiente tiempo, causa daño o sobrecalentamiento peligroso. Una falla, tal como un corto circuito o una falla a tierra, no es una sobrecarga. Sobrecorriente.- Cualquier valor de corriente mayor que la corriente nominal del equipo, o mayor que la capacidad de corriente de un conductor. La sobrecorriente puede ser causada por una sobrecarga (véase definición), un cortocircuito o una falla a tierra. Nota: Un equipo o conductor, bajo ciertas y determinadas condiciones, puede ser adecuado para una corriente mayor que la nominal; de ahí que los requisitos para la protección contra sobrecorriente se especifiquen para condiciones particulares. Subestación de usuario.- La subestación que es propiedad de un usuario del servicio eléctrico y cuya función, en el caso general, es modificar la tensión de alimentación del servicio en la forma en que se requiere para la distribución interior o para la utilización de la energía. Tablero.- Un panel o grupo de paneles individuales diseñados para construir un solo panel; incluye barras, dispositivos automáticos de protección sobrecorriente y puede tener o no interruptores para controlar los circuitos de fuerza, iluminación o calefacción. Está diseñado para instalarse dentro de una caja o gabinete colocado, embutido o adosado a una pared o tabique y ser accesible sólo por el frente. Tablero de distribución.- Panel sencillo, armazón o conjunto de paneles, de en donde se instalan, ya sea por el frente, por detrás o en ambos lados, interruptores, dispositivos de protección contra sobrecorriente y otras protecciones, soleras e instrumentos. Los tableros de distribución normalmente son accesibles desde el frente y desde atrás y no están previstos para instalarse dentro de gabinetes. Tensión (de un sistema).- Es el mayor valor eficaz de la diferencia de potencial entre dos conductores, cualesquiera del circuito al que pertenecen.

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En varios sistemas, tales como trifásico de 4 hilos, monofásico de 3 hilos y corriente directa, pueden existir circuitos con tensiones diferentes. Tensión a tierra (respecto a tierra).- En los circuitos puestos a tierra, es la tensión entre un conductor dado y el punto o el conductor del circuito que está puesto a tierra. En los circuitos no puestos a tierra es la mayor diferencia de potencial eficaz entre un conductor dado y cualquiera de los otros conductores del circuito. Tensión nominal.- Valor nominal asignado al circuito o sistema para la denominación de su clase de tensión, por ejemplo: 240/120, 220/127V, etc. La tensión real a la cual funciona el circuito varia dentro de una banda que permite un funcionamiento satisfactorio del equipo. Tierra.- Conexión conductora intencional o accidental entre un circuito o equipo eléctrico y la tierra o algún conductor que se usa en su lugar. Unidad de vivienda.- Uno o más habitaciones para uso como vivienda, por una o más personas y que incluye área para recibo, comedor, dormitorio e instalaciones permanentes para cocina y servicio sanitario. Usuario.- Cualquier persona, física o moral, a quien el organismo suministrador proporciona servicio eléctrico. (Se le llama también "consumidor"). Ventilado.- Provisto de medios que permiten una circulación de aire suficiente para evitar un exceso de calor, humos o vapores. 10.2 SÍMBOLOS ELÉCTRICOS NOMBRE SÍMBOLO

10-15

Acometida

Apagador sencillo

Apartarrayos

Arbotante

Arbotante incandescente interior

Arrancador a tensión reducida tipo autotransformador

Arrancador a tensión plena

Baja tubería

10-16

Banco de ductos indicando el número de vías

Batería de una celda

Batería multi-celda

Bobina de operación

* Lugar donde se indica la función

Bobina en derivación Bobina en serie

Botón de timbre

Cable con aislamiento para tensiones mayores a 600 volts A. T.

Cable con aislamiento para tensiones menores a 600 volts B. T. Cable de cobre desnudo para la red de tierras

Caja de conexiones

CONDUCTORES Símbolo general

10-17

Cable de "n" conductores (x) Indica número de conductores y calibre CONEXIONES

Cruce con conexión

Cruce sin conexión

Final de cable

Conexión a tierra

Conmutador de ampérmetro CA

Conmutador de voltmetro CV

Corriente alterna Corriente directa

10-18

CONTACTOS

Contacto normalmente abierto

Contacto normalmente cerrado

Contacto con bobina de soplo

CONTACTO DE ACCIÓN RETARDADA

Normalmente abierto cuando la bobina está energizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está energizada

Normalmente abierto cuando la bobina está desenergizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está desenergizada

Contacto enchufable

Contactos de operación manual

1 polo 2 polos

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Contacto monofásico en muro

Contacto trifásico en muro Cuadro indicador DESCONECTADORES Símbolo general

Desconectador doble tiro ELEMENTOS DE OPERACIÓN

Elemento térmico

Elemento Magnético

ESTACIÓN DE BOTONES

De contacto momentáneo normalmente abierto

De contacto momentáneo normalmente cerrado

Doble circuito con un contacto momentáneo normalmente abierto y un contacto momentáneo normalmente cerrado FUSIBLES

10-20

Símbolo general

Fusible desconectador

Fusible en portafusible removible

INTERRUPTORES

Símbolo general Termomagnético Electromagnético E

Interruptor enchufable

Interruptor con elemento térmico de sobrecarga

Interruptor con elemento magnético de sobre carga

Interruptor con elemento magnético y térmico de sobrecarga

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Interruptor de límite normalmente abierto

Interruptor de límite normalmente cerrado Interruptor de límite de contacto cerrado sostenido

Interruptor de límite de contacto abierto sostenido

Interruptor de pié normalmente abierto Interruptor de pié normalmente cerrado

Interruptor de presión y vacío normalmente abierto

Interruptor de presión y vacío normalmente cerrado

Interruptor de flotador normalmente abierto

Interruptor de flotador normalmente cerrado

Interruptor termostático normalmente abierto

Interruptor termostático normalmente cerrado

10-22

Interruptor de flujo normalmente abierto

Interruptor de flujo normalmente cerrado

Interruptor de potencia (montaje removible)

Interruptor de potencia con cuchillas desconectadoras INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

Ampérmetro AM

Medidor de Demanda MD

Medidor de factor de potencia FP

Frecuencímetro FM

Factorímetro FPM

Sincronoscopio S

10-23

Vóltmetro VM

Varhorímetro VARHM

Vármetro

VARM

Wattmetro

WM

Watthorímetro

VHM

Para otros aparatos se debe indicar Aparato tal

el nombre fuera del símbolo LÁMPARAS PILOTO O INDICADORA

Color rojo

R

Color ambar

A

Color verde

v

10-24

Color blanco

B

Color amarillo

Am

Color azul

Az

Con contacto de prueba

Luminaria fluorescente

Luminaria para alumbrado de emergencia Ó

Luminario incandescente

Luminario incandescente a prueba de vapor Luminario de vapor de mercurio aditivos metálicos

VMAM

Luminario de vapor de mercurio

VM

10-25

Luminario de vapor de sodio alta presión

VSAP

Luminario de vapor de sodio baja presión

VSBP

MÁQUINAS ROTATIVAS

Generador

GEN

Motor

MOT

Medidor de compañía suministradora de energía

Pararrayo

Registro eléctrico RELEVADORES Símbolo general básico

(*) En este lugar debe aparecer el número de designación correspondiente al tipo de relevador

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Resistencia (*) Lugar donde se indica el valor

Resistencias valor fijo Sube tubería Tablero de distribución de alumbrado Tablero de distribución de fuerza TERMINALES Símbolo general Tablilla de terminales

Tablilla de "n" terminales

Transformador

Autotransformador

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Autotransformador variable

Transformador de corriente

Transformador de potencial CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES Símbolo que se debe de colocar al lado del símbolo del transformador

2 fases, 3 hilos

2 fases, 3 hilos y tierra

2 fases, 4 hilos

2 fases, 5 hilos y tierra

3 fases, 3 hilos (conexión delta)

3 fases, 3 hilos (conexión delta con tierra)

3 Fases, 4 hilos (conexión delta sin tierra)

10-28

3 fases, 4 hilos (conexión delta con tierra)

3 fases (delta abierta)

3 fases (delta abierta con tierra)

3 fases, 4 hilos (estrella con tierra)

3 fases (conexión zig-zag)

3 fases (conexión Sctott ó T)

Varilla de tierras con registro

Varilla de tierras sin registro

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A P E N D I C E A 1.0 OBJETIVO Se diseñará el proyecto eléctrico para la planta de tratamiento de agua, bajo los procedimientos de diseño descrito en este manual, de tal forma que se cumplan los requisitos de seguridad, continuidad, eficiencia, flexibilidad y economía de la planta. 1.1 NORMATIVIDAD El proyecto eléctrico de la planta de tratamiento de agua estará diseñado de acuerdo con la última revisión de las siguientes normas: NOM-001-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro

y uso de la energía eléctrica CFE Comisión Federal de Electricidad IEEE Institute of Electrical and Electronical Engineers ANSI American National Standards Intitute NEMA National Electrical Manufacturers Association ASTM American Society for Testing Materials IEC International Electrotechnical Commission 1.2 CONDICIONES GENERALES DE SERVICIO 1.2.1 Condiciones ambientales La temperatura ambiente promedio es de 30°C. La temperatura ambiente máxima es de 40°C. La altitud a la cual estarán instalados los equipos es de 2200 msnm. El tipo de atmósfera a considerar será húmeda.

A-4

1.2.2 Operación del sistema Se suministrará energía eléctrica a la planta de tratamiento de agua para la alimentación de los equipos electromecánicos, así como para alumbrado interior y exterior. La planta operará normalmente las 24 horas del día con 11 motores de servicio contínuo, 5 de relevo, así como un tablero de distribución para alumbrado y contactos. Se contará con una planta de emergencia, la cual deberá tener la suficiente capacidad para alimentar el tablero de distribución para cargas de alumbrado y contactos, así como 4 motores de servicio continuo y 3 de relevo. Los motores de servicio continuo y los motores de relevo se accionarán a pie del motor o bien desde el CCM-1. Los motores podrán ser accionados manualmente a pie del motor o bien desde el cuarto de control. En cada arrancador existirá un interruptor de tres posiciones, manual fuera-automático. Se contará con motores de relevo en el cárcamo de aguas crudas, en el sedimentador, equipos de bombeo interno, cloradores y cárcamo de aguas tratadas. El alumbrado exterior solo será utilizado por las noches. En el caso de los servicios propios de la planta en los locales para oficinas se considera adecuado emplear luminarias fluorescentes. Tanto en áreas abiertas como en baños se emplearán luminarias incandescentes. Para el alumbrado exterior se consideran apropiadas las luminarias de vapor de sodio tipo punta de poste. En caso de que el transformador este fuera de servicio ya sea por falla o mantenimiento, el sistema eléctrico será capaz de operar el 50% de la capacidad total de la planta, por medio de la planta de emergencia

A-5

1.2.3 Cargas del sistema La planta de tratamiento de agua contará con las siguientes cargas: a) Para el cárcamo de aguas crudas 1 motor de 10 C.P. en servicio continuo 1 motor de 20 C.P. en servicio continuo 1 motor de 20 C.P. de relevo b) Para el sedimentador 1 motor de 5 C.P. en servicio continuo 1 motor de 5 C.P. de relevo c) Para bombeo interno 1 motor de 20 C.P. en servicio continuo 1 motor de 20 C.P. de relevo 1 motor de 30 C.P. en servicio continuo 1 motor de 30 C.P. de relevo d) Para el espesador de lodos 2 motores de 5 C.P. en servicio continuo e) Para los cloradores 1 motor de 7.5 C.P. en servicio continuo 1 motor de 7.5 C.P. de relevo f) Cárcamo de aguas tratadas 2 motores de 60 C.P. en servicio continuo 1 motor de 100 C.P. de relevo g) Un transformador de servicios de 15 kVA 1.3 CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA El suministro eléctrico estará a cargo de la Comisión Federal de Electricidad y tendrá las siguientes características:

A-6

1.3.1 Voltaje de acometida La acometida será subterránea a una tensión de 23 kV y 60 Hz. 1.3.2 Diagrama de distribución El Sistema de distribución propuesto es el radial simple, con un transformador. Teniendo una planta de emergencia que proporcionara el 50% de energía en caso de falla del sistema. Debido a que la densidad de carga es relativamente alta, la distribución será a partir de un sólo centro de carga (ccm-1) el cual se ubicará en el cuarto de control. 1.3.3 Subestación eléctrica La Comisión Federal de Electricidad entregará la energía eléctrica en la subestación existente la cual reducirá el voltaje de distribución a un voltaje adecuado de utilización. La subestación estará integrada por un banco de transformación el cual absorberá el 100% de la carga. Debido a que las instalaciones de la planta de tratamiento de agua están ubicadas en una zona poblada con condiciones metereológicas normales, la subestación adquirida es para servicio intemperie NEMA 3R tipo compacta. La subestación compacta será montada sobre una base de concreto armado y su ubicación será lo más próxima al ccm-1. Los equipos para maniobra y protección en alta tensión incluidos en la subestación son: a) Cuchilla de paso Con la finalidad de aislar eléctricamente el interruptor en aire (ruptofusible) de la fuente de alimentación, para efectos de mantenimiento o reposición de fusibles, la subestación compacta contará con un juego de tres cuchillas desconectadoras, para operar en grupo, sin carga, de tiro sencillo y dispositivo de cierre y apertura rápida. b) Apartarrayos

A-7

La subestación contará con un juego de tres apartarrayos con el fin de proteger el sistema de las sobretensiones por efecto de descargas atmosféricas (sección 280 NOM-SEMP-1994). c) Dispositivo general de protección La subestación tendrá en el lado primario (acometida), un dispositivo general de protección contra sobrecorriente adecuado a la tensión y corriente de servicio (sección 2401-5 NOM-SEMP-1994), y de acuerdo con lo establecido en el capítulo 18 del libro de especificaciones. 1.3.4 Voltaje de operación de los equipos de fuerza Debido a que la selección adecuada del voltaje con respecto a la potencia de los motores, representa un importante costo económico, se eligirá un voltaje de 440 volts de acuerdo con la siguiente gráfica.

13200

6600

4000

2300

440

voltaje de operación

100

voltaje recomendado

voltaje posible no recomendado

200 300 500400 1000 2000 600050003000 4000 80007000

10000

C.P.

1.3.5 Voltaje de operación de los equipos de alumbrado

A-8

Las luminarias de vapor de sodio empleadas en el alumbrado exterior requieren un voltaje de 220 V. Las luminarias fluorescentes e incandescentes del alumbrado interior y contactos requieren para su operación de un voltaje de 127 volts. Estos voltajes serán obtenidos de un transformador tipo seco con relación de transformación de 440/220-127 volts. 2.0 MEMORIA DE CÁLCULO 2.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR a) Para el cálculo de la capacidad del transformador (T-2) para “servicios propios” de la planta se considera que la carga instalada es la siguiente: Alumbrado en edificio principal = 2588.8 W Alumbrado en caseta de vigilancia = 550 W Alumbrado exterior = 2000 W Alumbrado en motores = 500 W Contactos en edificio principal = 5600 W Contactos en caseta de vigilancia = 1000 W Carga total instalada = 12238.8 W = 12.2388 kW El factor de potencia con que está trabajando la carga es de 0.9, por lo tanto, la potencia en kVA será:

kVA = 12.238

0.9

kVA = 13.5987 kVA

En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada durante el día, de la cual se obtienen los factores de corrección:

A-9

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Hrs

10

8

6

4

2

kW

contactos

alumbrado alumbrado

5400540054005400

4780478047804780

DEMANDA VS TIEMPO Factores de corrección:

F.DEMANDA = DEM. MÁXIMACARGA INST.

= 4780

5638.8 = 0.847

F.DIVERSIDAD = SUMA DE LA DEM.MÁX.

DEM.MÁX.RESULTANTE =

4780

4780 = 1

F.DEMANDA = 54006600

= 0.818

F.DIVERSIDAD = 54005400

= 1

ALUM

ALUM

CONT.

CONT.

kVA de transformación necesarios por concepto de la carga instalada

kVAT = CARGA INSTALADA X F.DEMANDA

F.DIVERSIDAD= 6.265 X

0.847

1 kVAT = 5.306 kVA

ALUM

ALUM

kVAT = 7.33 X 0.818

1 = 5.996 kVACONTACTOS

Los kVA que debe alimentar el transformador son:

kVAT = kVATMALU + kVATCONT. = 5.306 + 5.996

kVAT = 11.302 kVA

A-10

Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tiene que:

kVAT = 11.302 x 1.20 = 13.562 kVA Por lo que se selecciona un transformador de:

15 kVA b) Capacidad del transformador T-1 Para el cálculo de la capacidad del transformador T-1 que alimentará a la planta de tratamiento se considerá que la carga instalada es la siguiente: Motores = 302.13 kW Transformador T-2 = 15 kVA El factor de potencia con que está trabajando la instalación es de 0.9 atrazado. Por lo tanto, los kVA que consumen los motores son:

kVA = 302. 13

0.9 = 335.7 kVA

Carga total instalada será = 350.7 kVA En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada durante el día, de la cual se obtienen los factores de corrección.

25

50

75

100

125

150

175

200

0

2

kVA

Hrs.

Fuerza motriz

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

188.57188.57188.57188.57

DEMANDA VS TIEMPO

A-11

Factores de corrección de los motores.

F.DEMANDA = DEM.MÁXIMA

CARGA INSTALADA =

188.57335.7

= 0.56

F.DIVERSIDAD = SUMA DE LAS DEM.MÁX.

DEM.MÁX.RESULTANTE =

271.4

271.4 = 1

Los KVA de transformación necesarios para alimentar a los motores

KVAT = CARGA INST. X

F.DEMANDA

F.DIVERSIDAD = 335.7 X

0.56

1 KVAT = 187.992 kVA

MÁX.

MÁX.

Los kVA que debe suministrar el transformador son:

kVAT = 187.992 + 15 = 202.992 kVA Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tiene que:

kVAT = 202.992 x 1.2 = 243.59 kVA Por lo que se selecciona un transformador comercial que es de:

300 kVA

2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO De acuerdo a lo indicado en el capítulo 2 del libro de Diseño de instalaciones eléctricas, el cálculo del corto circuito monofásico y trifásico se realizará por el método en por unidad. 2.2.1 Corto circuito trifásico Para determinar el valor de la corriente de corto circuito trifásico se deben considerar los datos indicados en el siguiente diagrama unifilar:

A-12

5 5 7.5 10 20R 20 30 60 100R 5 5 7.5 R 20 20 R 30R 60 * * * * * *

T2: 15 kVA 3f, 4H, 60Hz 480/220-127V Z=3.0 %

100 MVACC CÍA. SUMINISTRADORA

∆ T1: 300 kVA

3 f, 4H, 60 Hz. 23/0.44-0.22 kV Z=3.0 % 440 volts FALLA * RELEVO La reactancia de las barras y cables se consideran despreciables. TABLERO DE ALUMBRADO NOTA: Para efectos de este cálculo considere que el motor de 100 C.P. podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motores también lo esten.

A-13

kVABASE

= 300 kVA Se tiene para motores mayores de 50 C.P. que su X = 0.20 p.u y para motores menores de 50 C.P. que su X=0.28 p.u (ver capítulo 2). Se considera como caso crítico, que en un momento dado el motor de 100 C.P. se encuentre en operación. Diagrama de impedancias

ZR

Zt1

x FALLA Z

EQ. MOT. Z

t2

Las impedancias de los elementos referidos a la base Para la red

Z kVA

kVA

300

100000 = 0.003 p.u.r(0/1)

b

cc= =

Para el transformador T1

Ya que la potencia base seleccionada es la misma que la del transformador, entonces tomaremos los valores directamente.

Z Z kVA

kVA= 0.03 x

300

300 = 0.03 p.uT1

b

T1

=

.

Para el transformador T

2

Z Z kVA

kVA = 0.03 x

30015

= 0.6 p.u.T2b

T2

=

A-14

Para los motores

X = X kVA

kVAM100 mb

m

0.20 x300

1000.60 p.u.

X 0.20 x300

601.00 p.u.

X 0.28 x300

302.8 p.u.

X 0.28 x300

204.2 p.u.

X 0.28 x300

108.4 p.u.

X 0.28 x300

7.511.2 p.u.

X 0.28 x300

516.8 p.u

M60

M30

M20

M10

M7.5

M5

=

= =

= =

= =

= =

= =

= = .

X1

10.60

21.00

12.8

24.2

18.4

111.2

316.8

0.3089 p.uEQ.TOT. =+ + + + + +

= .

Zr = 0.003

ZT1 = 0.030

X FALLA

ZEQ.MOT.=0.3089

ZT2 = 0.60

A-15

0.003+0.030=0.033 X FALLA 0.3089 0.60 0.033 X FALLA

0.3089 0.600.3089 0.60

0.2039×+

=

Z0.033 x 0.2039

0.033 0.20390.0284TOT =

+=

Cálculo de la corriente de corto circuito

( ) ( ) I

kVA

3 Z kVb =

300

0.0284 3 0.44A

I I k = 13860.841(1.25) .051 A

CCSIMb

CCASIM

TOT

cc

= =

= =

13860.841

17326

Cálculo de la potencia de corto circuito

( )

P kVA

Z =

300

0.0284.380 KVA

P P (k) = 10563.380 1.25 KVA

CCSIM

CCASIM CCASIM

b

TOT= =

= =

10563

13204.225

2.2.2 Corto circuito monofásico El diagrama de reactancias de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, por lo tanto, la reactancia de secuencia positiva es:

X1 = 0.0284

A-16

El valor de la reactancia de secuencia negativa es igual a la secuencia positiva:

X2 = -0.0284

Diagrama de secuencia cero Todos los motores tienen conexión ∆

X X = X (KV ) 1000

kVA =

0.0284x0.44 x1000

300 = 0.0183

X = 0.03x0.44 x1000

300 = 0.01936

I = 3 V

X X X =

3 x 440

30.0183 +0.0183 +0.01936

.698 A

1 2p.u. b

2

b

2

0

2

1fccL-N

1 2 0sim

=

+ +=

Ω

Ω

13618

2.3 CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS

XT1

=0.03

XR X

T2

X1= 0.0284 p.u

X2= 0.0284 p.u

X0= 0.03 p.u

A-17

La planta contará con una red principal en la zona de la subestación. Esta malla estará formada por conductores de cobre desnudo CAL. 4/0 AWG, enterrados a una profundidad de 70 cm, como mínimo. Se utilizarán varillas de cobre Copperweld de 16 mm de diámetro y de 3 m de longitud. Esta red principal será utilizada para la conexión a tierra de los siguientes equipos: Transformador Neutro del transformador Apartarrayos Gabinetes de la subestación compacta. El valor máximo de la resistencia de la red será 10 ohms Cálculo de la red secundaria La red secundaria estará formada por conductores de cobre desnudo, enterrados a una profundidad de 70 cm como mínimo. La sección transversal mínima de los conductores para puesta a tierra para canalizaciones y equipos será la indicada en la tabla 5.6.4 del capítulo 7 de Diseño. Se calculará el sistema de tierras con los siguientes datos: Corriente de falla (I0) = 13860.841 A Tiempo de duración = (t) = 4 ciclos = 0.066 Seg Terreno: Terreno semi-húmedo ( )ρ = -70 m Ω (Medido) Tierra con guijarros y cemento ( )ρs = 2500 -Ω m Temperatura ambiente (Ta) = 40ºC (Medido) Conector soldable (Tm) = 450ºC Corriente eficaz máxima de falla a tierra

A-18

Icc = I0 x F.D. x F.S = 13860.841 x 1.39 x 1 = 19266.568 A *F.D. Dato del capítulo 5 de Procedimientos F.S. Factor de seguridad para esta instalación es de 1 Calibre mínimo requerido:

A =I

log Tm - Ta

234 + Ta1

33S

=19266.568

log 450 - 40

234 + 401

33x0.066

= 45110.203 CM CC

+

+

El calibre mínimo es de 3 AWG (52,640 CM), pero se usará el calibre 2 AWG (para reducir el tamaño de la malla secundaria). Longitud mínima del conductor de la red de tierra

( ) ( ) ( ) k = 1

2 Ln

D16 hd

+ 1

Ln 3/ 4 5/ 6 7 /8 ...

k = 1

2 Ln

4

16x0.7x7.42x10 +

1 Ln

34

= 0.524

m

2

m -3

π π

π π

Ki = 0.65 + 0.172n = 0.65+0.172x3 = 1.166

L = kmki I t116+0.17 s

= 0.524 x 1.166 x 70 x 19266.568 x 0.066

116 + 0.17 x 2500

L = 391.297 m

CC ρρ

Número de varillas

( ) Nv Ar = 0.6x 40x57 = 28.649 29 ≈ Por lo que el número de varillas será de 29 Longitud propuesta para la red de tierras es:

Lprop = (No. de conductores verticales x long) + (No. de conductores horizontales x long) + (Nv x long) = (5 x 40) + (2 x 57) +(29 x 3) = 401 mts.

La malla propuesta será la siguiente:

A-19

27 m 2 m 2 m 26 m 40m Por lo que la resistencia de la red de tierras será:

R = 4r

+ L

ρ ρ

Donde: ( )

r = Ar

= 57x40

= 26.939 mπ π

Por lo que:

R =70

4 26.93970401

0.824×

+ =

Potencial en la red de tierras

E = I

cc x R = 19266.568 x 0.824 = 15875.65 V

Potenciales tolerables

E 116 + 0.7

t =

116 + 0.7x2500

0.066 = 7263.395 Vp

s=

ρ

E = 116 + 0.17

t =

116 + 0.17x2500

0.066 = 2105.839 V c

sρ

Potenciales probables:

A-20

ks = 1

12h

1D h

12D

13D

...

ks 1

1

2x0.71

2x0.71

2x2

ks 0.534

Epr = kski Icc

Lprop = 0.534x1.166x70x

19266.568401

= 2094.10 V

π

π

ρ

++

+ + +

= + +

=

Em kmkiIcc

Lprop0.524 x1.166x70 x

19266.568401

= = =ρ 205488. V

Condiciones de seguridad:

Epr < Ep

Em < Ec

2094.10 < 7263.39

2054.88 < 2105.83 Por lo tanto la red propuesta cumple con las condiciones de seguridad 2.4 CÁLCULO DEL CALIBRE DE CONDUCTORES El cálculo de los conductores eléctricos y de tubería de los circuitos, se hacen de acuerdo al procedimiento indicado en capítulo 3 del libro de Diseño de instalaciones eléctricas. 1) Cables de alimentación al circuito CF-9 a) Consideraciones generales En el circuito CF-9 se tiene un motor de 100 C.P. con una tensión de alimentación de 440 volts. Los conductores de alimentación irán en tubería conduit tipo pesado dentro de un banco de tuberías subterráneo, que tiene una temperatura del terreno de 35ºC a una profundidad de más de 0.3 m y a una distancia del alimentador de 125 m. El motor es de 1800 r.p.m.

A-21

b) Se empleará un cable del tipo THW a 75ºC y una tensión de operación de 600V

2) Cálculo por corriente a) Corriente nominal Se obtendrá el valor de la corriente nominal del motor de la tabla 2.7.25 del capítulo 2 del libro diseño de instalaciones eléctricas para un motor de 100 C.P.

In = 130 A b) Factores de corrección Para cables en ductos subterráneos ver tabla 2.7.8 del capítulo 2 del libro diseño de instalaciones electricas el F.C.T. es de 0.88, el F.C.A. es de 1.0 debido a que son tres conductores activos ( no se cuentan como conductores activos a los conductores de control ni al neutro). c) Corrección de la corriente nominal

I I

(F.C.T.) (F.C.A). =

1300.88 x1

147.72 ACn= =

donde:

IC = Corriente corregida Siendo el motor de servicio continuo se aplicará un factor de 125 % de la corriente nominal a plena carga.

I I x1.25 = 147.72x1.25 184.65 Asc c= = d) Selección del calibre del conductor por corriente Conforme a la tabla 2.7.21 del capítulo 2 del libro Diseño de Instalaciones Electricas, el conductor será de 3/0 AWG. 3) Cálculo por caída de tensión El calibre del conductor es de 3/0 que tiene una sección transversal sin aislamiento de 85.03 mm2 y una longitud de 125 metros, entonces tendremos una caída de tensión de:

e% 2 3 L I

VS =

2 x 3x125x130440x 8503

1.5%n

= = .

A-22

La caída de tensión es menor al 3 % que nos indica la NOM-0001-SEMP-1994 para circuitos derivados; por lo tanto utilizaremos el conductor del calibre 3/0 AWG. 4) Selección del diámetro de la tubería Para la selección de la tubería tendremos que calcular el área que ocupan los conductores. Se tienen 3 conductores del calibre 3/0 AWG. Primero se procederá a calcular las áreas de cada conductor con aislamiento.

a) Área del conductor del calibre 3/0 AWG

( )A =

D4

= 15.1

4 = 179.08 mm3/0

2 22π π

15.1 Es el diámetro del conductor con aislamiento que nos da el fabricante.

b) Área total de los conductores

AT = No. de cond. x A = x179.08 = 537.24 mm3/0 32

c) Área de la tubería Al ser más de dos conductores se utilizará el 40 % del área de la tubería.

A A x 100

40 =

537.24 x 100

401343.1 mmtub

T 2= =

d) Diámetro de la tubería

( )d A x

mmtub

T= =

4 x =

π π4 1343 1

41 35.

.

Utilizaremos la tubería más cercana a la que se fábrica comercialmente, por lo tanto la tubería será de: 51 mm ( 2 pulgadas) Se seguirá el mismo procedimiento para cada circuito y al final llenaremos la tabla que a continuación se muestra:

A-23

VALORES DE LOS MOTORE INSTALADOS VALORES NOMINALES VALORES OBTENIDOS

CTO. C.P. V r.p.m. F.C.T. F.C.A LONG In Isc CAL. e d (tub) long(tub) No. (m) (amp) (amp) (AWG) % (mm) (m)

CF-1 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12 0.94 19 50 CF-2 5 440 1800 0.88 1 70 7.9 11.2 12 1.32 19 70 CF-3 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 1.73 19 105 CF-4 10 440 1800 0.88 1 55 15 21.3 12 1.96 19 55 CF-5 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 1.5 19 57 CF-6 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 0.53 19 20 CF-7 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 0.62 25 25 CF-8 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2 2.34 38 125 CF-9 100 440 1800 0.88 1 125 130 185 3/0 1.5 51 125 CF-13 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12 0.94 19 50 CF-14 5 440 1800 0.88 1 85 7.9 11.2 12 1.6 19 85 CF-15 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 1.73 19 105 CF-16 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 1.5 19 57 CF-17 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 0.53 19 20 CF-18 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 0.62 25 25 CF-19 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2 2.34 38 125

VALORES DEL TABLERO DE DISTRIBUCION CD-12 14.3 440 V ---------- ----------- ---------- 24 20 22.4 12 1.14 19 3

KW VALORES DE LA PLANTA DE EMERGENCIA

CTO KVA V F.P. r.p.m F.C.T. F.C.A long. In Ic CAL. e CHAROLA

No. (m) (amp) (amp) (AWG) % ANCHO cm

PE-1 250 480 0.8 -------- 1.07 0.95 10 300 375.9 3/0 0.15 15

A-24

Cálculo del alimentador principal Se utilizará ducto subterráneo y charola, con una temperatura ambiente de 35ºC máximo y una longitud de 24 metros. Se empleará un conductor de cobre tipo THW a 75ºC. El transformador es de 300 kVA con un voltaje de 440 en el secundario, por lo tanto la corriente en el secundario será:

I = kVAx1000

3 V =

300x1000

3 440 = 393.65 A

n

Al transformador solamente podremos sobrecargarlo un 20%, por lo tanto la corriente máxima será de:

Im = I x 1.20 = 393.65 (1.2) = 472.38 A

Siendo los valores de corrección los siguientes: F.C.A. = 1 F.C.T. = 0.88

I = 472.380.88 x 1

= 536.8 Ac

Por lo tanto seleccionaremos 2 conductores por fase de calibre 300 MCM (152.0 mm2) Caída de tensión:

( ) ( )( ) ( )%e =

2 3 24 393.65

440 2 152 = 0.24

Siendo ésta aceptable. Comprobación por corto circuito

Considerando Icc = 4962.9 A Qué es la corriente de corto circuito, en el punto de falla seleccionado y considerando un tiempo de liberación de falla, igual a 4 ciclos (0.06 seg). Se

calcula la Icc máxima soportable por el conductor, Cal. 300 MCM, de:

IA

= 0.0297 log T 234T 234

22

1

++

A-25

Donde: T

2 = 150ºC que es la temperatura máxima de corto circuito.

T1 = 90ºC que es la temperatura máxima de operación del conductor.

A = Área del conductor en circular mils. Por lo que la máxima corriente de corto circuito que puede soportar el conductor es:

I= 23.370kA > Icc

del sistema Por lo que se concluye que el conductor es adecuado. Protección del alimentador principal. La corriente nominal es de 393.65 A, la impedancia del transformador es de 3%, por lo tanto el ajuste del interruptor será del 125%.

Ιint

= ΙN (1.25) = 393.65 (1.25) = 492.06 A

Siendo la protección de 3x500 A 2.5 CALIBRACIÓN DE INTERRUPTORES Cálculo del interruptor Aplicando las consideraciones de la NOM-001-SEMP-1994, para una protección con interruptor termomagnético de tiempo inverso, tabla 430-152 se tiene que: Para el motor de 100 C.P. In = 130 A

IPROT = 200% (130 A)

IPROT = 2 (130 A)

IPROT = 260 A

Por lo tanto se elige una protección de 3X250 A

A-26

2.6 ESTUDIO DEL FACTOR DE POTENCIA El objetivo principal del estudio del factor de potencia será con el fin de evitar las erogaciones por consumo de energía reactiva. El procedimiento descrito en el capítulo 2 de diseño para calcular el factor de potencia, se basa en la determinación de la carga reactiva ( KVAR) y la carga real (KW) del motor a partir de los datos del fabricante de equipo. El equipo que más contribuye en el bajo factor de potencia es principalmente el motor, sin embargo con el objeto de aproximar al máximo posible el cálculo se considerará la corriente de vacío del transformador. De acuerdo a información de fabricante, la corriente de vacío corresponde al 2% aproximadamente de la capacidad nominal. Para fines prácticos, la corriente de vacío se tomará como 100% de reactivos. Debido a su baja influencia en el factor de potencia, no se considera el consumo de reactivos de los equipos de alumbrado. El factor de potencia mínimo admisible será de 0.9 (-) La instalación de los capacitores en caso de que se requieran será del lado de baja tensión. Cálculo del factor de potencia MOTORES. No. de motores C.P. F.P. η V kW

2 60 0.91 0.91 440 44.76 1 30 0.89 0.89 440 22.38 2 20 0.88 0.88 440 14.92 1 10 0.88 0.87 440 7.46 1 7.5 0.86 0.87 440 5.595 4 5 0.85 0.85 440 3.73

TRANSFORMADORES.

No.transf. kVA kW % Iexc

% Z F.P.

1 15 13.5 2.0 3.0 0.9 1 300 2.4 30

Los datos de F.P., η , I

exc y %Z se dan en el capítulo 2 del Manual de

Procedimientos y se considera que los motores trabajan al 100% de su carga.

A-27

Las potencias reactivas son: De los motores

kVAR60 = kW tg (arc cos F.P.)

kVAR60 = 44.76 tg (arc cos 0.91) = 20.39 kVAR

kVAR30 = 22.38 tg (arc cos 0.89) = 11.46 kVA

kVAR20 = 14.92 tg (arc cos 0.88) = 8.05 kVAR

kVAR10 = 7.46 tg (arc cos 0.88) = 4.02 kVAR

kVAR7.5 = 5.595 tg (arc cos 0.86) = 3.32 kVAR

kVAR5 = 3.73 tg (arc cos 0.85) = 2.31 kVAR De los transformadores El banco de capacitores se instalará en el bus de 440 Volts, por lo cual no se consideran los kVAR del transformador de 300 kVA, pero si los kVAR del transformador de 15 kVA el cual se encuentra trabajando al 80% de su capacidad nominal.

kVARVACIO = kVA

nom x I

exc = 15x0.02 = 0.30 kVAR

kVAR100% = kVA

nom x Z = 15x0.03 = 0.45 kVAR

Por lo que la potencia reactiva total del transformador es:

kVART = kVART2(vacio) + kVAR(AL 80 %)

Donde:

kVAR(al 80%) = kVAR(al 100%) X ( KVA

KVA

%

nom)2

kVAR(al 80%) = 0.45

X (

1215

)2

kVAR(al 80%) = 0.288

Por lo tanto: KVA

T = 0.3 + 0.288 = 0.588

A-28

Los kVAR del sistema son:

kVARSISTEMA = kVARTODOS LOS MOTORES + kVARTRANSF. = 2(20.39)+11.46+2(8.05) +4.02+3.32+4(2.31)+0.588 = 85.50 kVA

2

Los kW del sistema son:

kWSISTEMA = kW de los motores + KWT2 =

2(44.76)+22.38+2(14.92)+7.46+5.596+4(3.73) = 169.716 kW En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia (100 C.P.), aunque éste es de relevo, para efectos de cálculo se considera que podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motores también lo estén. Por lo tanto los kVA de nuestro sistema serán:

( )

( ) ( )

kVA = kVAR (kW )

kVA = 85.50 169.71

kVA = 190.036 kVA

SISTEMA SISTEMA2

SISTEMA2

SISTEMA2 2

SISTEMA

+

+

El F.P. del sistema es:

F.P. = kW

KVA

F.P. = 169.716

190.036 = 0.893

SISTEMA

SISTEMA

Corrección del F.P. Se usa la tabla 2.7.32 del capítulo 2 de Procedimiento y este valor es 0.058

kVAR(N) = 169.716 x 0.058

kVAR(N) = 9.843 kVAR Comprobación del F.P. corregido:

kVARCORREGIDO= kVARSISTEMA - kVARN =85.50 - 9.843

A-29

kVARCORREGIDO = 75.657 kVAR

kVA kW KVAR

kVA (169.716) (75.657)

kVA 185.815 KVA

F.P.KW

KVA

F.P.169.716185.815

0.913

CORREGIDO SISTEMA2

SISTEMA2

CORREGIDO2 2

CORREGIDO

CORREGIDOSISTEMA

CORREGIDO

CORREGIDO

= +

= +

=

=

= =

Siendo el triángulo de potencia como sigue.

kW=169.716

kVA=185.81kVAR

corregido=75.657

Por lo que la potencia reactiva del banco de capacitores debe ser como mínimo de 9.843 kVAR para carregir el factor de potencia a 0.913. 2.7 ESTUDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN Considerando la condición más crítica, el arranque del motor mayor del grupo y los demás a plena carga.

A-30

Diagrama unifilar:

PCC = 100 MVA

∆ 300kVA 3 fases, 4 hilos, 60 Hz. 440/220-127 V Z% = 3.0 % CCM-1 3 f, 4 H, 440 V, 60 Hz. 5 C.P 5 C.P 7.5 C.P. 10 C.P. 20 C.P. 20 C..P 30 C.P. 60 C.P 100 C.P. 5 C.P. 5 C.P. 20 C.P. 20 C.P. 60CP 7.5C.P. 30 C.P. * ** * * * * *Relevo

G

A-31

A-32

**En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia (100 C.P.), aunque éste es de relevo, para efectos de cálculo se considera que podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motores también lo estén. La tensión nominal de los motores es de 440 volts. Las corrientes nominales y de arranque de los motores se obtienen del capítulo 2 de libro de diseño de instalaciones eléctricas. Potencia de corto circuito mínima disponible:

PCC = 100 MVA

kVAbase = 300 Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base seleccionada se tiene:

Z S

S

300KVA

100,000KVA0.003 p.u.S(0/1)

base

cc= = =

Para la ZMOTOR

100 C.P.; con I

n = 130 A e I

A = 758 A.

ZVf n

In 440 3

1301.95

ZVf n

Ia

440 3

7580.335

mp

ma

=−

= =

−= =

Ω

Ω

Para la ZMOTOR 60 C.P.; con I

n =80.0 A

Z440 3

80.03.17mp = = Ω

Para la ZMOTOR 30 C.P.; con I

n = 42 A

Z440 3

426.05 mp = = Ω

A-33

Para la ZMOTOR 20 C.P.; con In = 28 A

Zmp = =440 3

28907. Ω

Para la ZMOTOR 10 C.P.; con In = 15 A

Zmp = =440 3

151694. Ω

Para la ZMOTOR 7.5 C.P.; con I

n = 11A

Zmp = =440 3

11231. Ω

Para la ZMOTOR 5 C.P.; con I

n = 7.9 A

Z.mp = =

440 3

793216. Ω

Refiriendo los valores en ohms a valores en por unidad Para el transformador T-1

( )Z .T(0/1) = = Z% S

= p .T base

1003300

100 300003

Su

trans

( ).

Para la ZMOTOR100 C.P.

( ) ( )( )

( ) ( )( )

Z.

.u

Z.

.u

mp

ma

= =

= =

S

= p

S

= p

base

base

Z

S

Z

S

mp

trans

ma

trans

1000300 195

1000 0443022

1000300 0335

1000 0440519

2

2

..

..

Para la ZMOTOR

60 C.P.

( )( )

Z.

.. p.u.mp = =

300 317

1000 0444912

A-34

Para la ZMOTOR 30 C.P.

( )( )

Z.

. p.u.mp = =300 605

1000 0449382

.

Para la ZMOTOR

20 C.P.

( )( )

Z.

p.u.mp = =300 907

1000 04414052

..

Para la ZMOTOR

10 C.P.

( )( )

Z300 16.94

100026.25 p.u.mp = =

044 2.

Para la ZMOTOR 7.5 C.P.

( )( )

Z300 23.01

1000 0.4435.80p.u.mp = =2

Para la ZMOTOR 5 C.P.

( )( )

Z.

u.mp = =300 3216

1000 04449832

.. p.

A-35

Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias:

Zs=0.003

ZT=0.03

49.83 49.83 35.8 26.25 14.05 14.05 9.38 4.91 0.519 49.83 4.91

Z

. .

.EQ.MOT .=+ + + + + +

=1

34983

1358

12625

21405

1938

2491

10519

0369

. . . . .

VO 0.033 V1 0.369

A-36

Z 0.033 + 0.369 = 0.402

I = 1

0.402 = 2.487

EQ TOT

TOT

=

V1= 1 - 2.487(0.033) = 0.917

V1= 440 (0.917) = 403.48 V Cálculo de la caída de tensión

% eV V

V =

440 403.48

440 x 100 8.3

% e 8.3

N 1

N=

−=

=

−

Por lo que se concluye, que es posible el arranque a tensión plena; considerando la condición más crítica el arranque del motor de mayor capacidad más los otros a plena carga. 2.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO 2.8.1 Alumbrado exterior Cálculo del alumbrado de la subestación mediante proyectores. El área de la malla perimetral de la subestación es de 50 m2; el ancho es de 5 m y el largo de 10 m. Se propone iluminar dicha área con un proyector tipo VSAP de 250 W, 60 Hz y 220 V. Debido a sus características de resistencia a la corrosión, el alto factor de potencia y su facilidad de montaje. Se instalará en un poste de concreto ubicado como se muestra en la siguiente figura:

5 mE

P

A

6.1 mC

B

F

D

7.07 m

12 mX

A-37

a) Nivel de iluminación recomendado El nivel de iluminación recomendado para la iluminación general de una subestación son 22 luxes valor tomado de la tabla 2402.3 a) de la NOM-001-SEMP-1994. b) Dimensiones del terreno: Largo = 10 m Ancho = 5 m c) Determinar el C.U. Para determinar el coeficiente de utilización es necesario calcular los siguientes ángulos: Punto crítico Ángulos verticales

A X PC = tan

7.07

6.1 = 49.21-1

°

B X PC = tan

7.82

6.1 = 52-1

°

C X PC = tan

9.21

6.1 = 56.5-1

°

Punto crítico Ángulos horizontales

D CPD = tan

2.20

8.94 = 13.81-1

°

E BPE = tan

1.387.69

= 10.17-1

°

F APF = tan

0.4187.05

= 3.38-1

°

d) Transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométrica del proyector, tenemos que los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar son 2025 y los lúmenes del haz del proyector son 5706 (Ver información de fabricante)

Por lo tanto:

CU =Lumenes incidentes sobre el área a iluminar

Lumenes del haz del proyector=

20255706

= 0.35

A-38

e) Determine el FM Para determinar el factor de mantenimiento tenemos los siguientes datos: d = 0.7 D = 0.88 Siendo el valor del coeficiente de depreciación ya que es un luminario de tipo ventilado. Para el coeficiente D remítase a información de fabricante. Por lo tanto:

FM = D x d = 0.7 x 0.88 = 0.61 f) Determine el nivel luminoso

Nivel luminoso =No. de proy.x lumenes x CU x FM

Area total a iluminar

Nivel luminoso = 1X 5706 X 0.35 X 0.61

50 = 24.364 luxes

Para calcular el alumbrado a los motores se procedió en forma análoga a la subestación resultando que, para cada motor será necesaria una lámpara incandescente de 100 W, 127 V y 60 Hz. Para calcular el alumbrado exterior con fines de vigilancia, se procedió en la misma forma que para la subestación, obteniendo la distribución mostrada en el plano de sistema de fuerza y alumbrado exterior. 2.8.2 Alumbrado interior Cálculo para el alumbrado del laboratorio por el método del lumen La luminaria seleccionada es del tipo fluorescente, blanco frío, 4x38 watts, 60 Hz y 127 volts. Altura de montaje de la luminaria = 2.6 m los lúmenes por luminaria son 12400

4 m.

10 m

A-39

a) Nivel de iluminación recomendado de acuerdo a I.E.S El nivel recomendado para esta actividad son 600 luxes b) Dimensiones del local Las dimensiones son: Ancho del local = 4 m Largo del local = 10 m Altura del local = 3 m c) Reflectancias en pared, piso y techo Los valores recomendados de reflectancias son: Reflectancia en pared blanca = 80% Reflectancia en piso gris claro = 49% Reflectancia en techo blanco = 80% Considere la reflectancia en piso gris claro como 50% para simplificar el cálculo. d) Determine el FM De los datos de fabricante obtenemos el valor para D = 0.89 Considerando que las luminarias se encuentren instaladas en un ambiente limpio, y se les realice limpieza cada dos años d= 0.78 Por lo tanto:

FM = D x d = 0.89 x 0.78 = 0.69 e) Determine el CU El índice de cuarto es:

( )( ) ( )

( )I =A x L

H A + L10 4

2.6 10 4= 1.09C =

+

Remitiéndonos a los datos fotométricos de la lámpara, el CU correspondiente es 0.608

A-40

f) Determine el número de luminarias

No. de luminarias = Nivel luminoso en luxes x Area

Lumenes por luminario x CU x FM

( )

( ) ( ) No. de luminarias = 600 40

12400 0.608 0.69 = 4.61 5 luminarias≈

5 luminarias son lo mínimo a utilizar para cubrir los 600 lúxes. g) Determine el espaciamiento promedio entre luminarias

Es =Area

No. de luminarias =

40

5 = 2.82 m

h) Calcule el arreglo de las luminarias

No. de luminarias emplazadas a lo largo =Largo

Es=

. = .

10282

354 3≈

No. de luminarias emplazadas a lo ancho = ancho

Es . = . = ≈

4282

141 2

Para obtener un arreglo uniforme se utilizarán 6 luminarias i) Calculando las distancias

A lo largo del local A lo ancho del local

Entre = = . m = mluminarias103

3 3342

2=

Entre luminarias

pared

. = m = = m

y=

3332

16622

1.

A-41

El arreglo queda como se muestra en la siguiente figura: Procediendo en forma análoga obtenemos los siguientes resultados para: La oficina 2 luminarias tipo fluorescente 4x38 W El pasillo 2 luminarias tipo fluorescente 2x38 W El baño del cuarto de control 1 lámpara incandescente 100 W El cuarto de control 3 luminarias tipo fluorescente 4x38 W El dormitorio de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente75 W El baño de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 60 W La caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 100 W *Todos a 60 H y 127 volts

10 m

4 m

A-42

Calculo de alumbrado por el metodo de lumen. PROYECTO: X X X X X . No. X X X . ÁREA: LABORATORIO . PLANO No. X X X . FECHA: XX - XX - XX . CALCULO: X X X X X. REVISO: X X X X X .

DATOS GENERALES DATOS DE LUMINARIA a) Largo 10 m. TIPO: FLUORESCENTE DIMENSIONES b) Ancho 4 m. MARCA: HOLOPHANE DEL LOCAL Altura piso CATALOGO: piso a techo 3 m. POTENCIA: 4 X 38 WATTS c) ÁREA 40 m. e) LUMENES POR LUMINARIA 11840 TECHO 80 % f) ALTURA DE MONTAJE SOBRE MUROS 80 % EL PLANAO DE TRABAJO 2.6 m. d) NIVELES DE ILUMINACIÓN 600 LUX g) D = DEPRECIACIÓN DE

LUMENES 0,89 % h) d = DEPRECIACIÓN DEBIDO

AL POLVO 0,78 %

RESULTADOS i) FACTOR DE MANTENIMIENTO 0,69 j) INDICE DEL LOCAL 1,09 k) COEFICIENTE DE UTILIZACIÓN 0,608 l) No. DE LUMINARIAS 5 m) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS 2.82 m n) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO LARGO 3.5 m ñ) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO ANCHO 1.41 m DISTRIBUCIÓN A LO LARGO o) ENTRE LUMINARIAS 3.33 m p) ENTRE LUMINARIAS Y PARED 1.66 m DISTRIBUCIÓN A LO ANCHO q) ENTRE LUMINARIAS 2 m r) ENTRE LUMINARIAS Y PARED 1 m s) TOTAL DE LUMINARIAS A INSTALARSE 6 LUMINARIAS CALCULOS i) FM = g x h = (8.89) (0.78) = 0.69 j) INDICE DEL LOCAL =c/(f x (a + b =(40)/(2.6) (10 + 4) = 1.09 l) No. DE LUMINARIAS =(d x c )/(e x k x i)=(600 x 40)/(11840 x 0.608 x 0.69) = 4.8325 m) SQR (c/l) = SQR (40/5) = 2.82 n) a/m (10) / (2.82) = 3.5 ñ) b/m = (4) / (_2.82) = 1.41 o) a/n = (10) / (3) = 3.33 p) o/2 = (3.33) / (2) = 1.66 q) b/ñ = (4) / (2) = 2 r) q/2 =(2) / (2) =1.

A-43

2.9 CÁLCULO DE LA PLANTA DE EMERGENCIA A continuación se dan los datos de las cargas. Datos de luminarios:

TIPO DE TENSIÓN NÚMERO CANTIDAD POTENCIA CONSUMIDA POTENCIA TOTAL ALUMBRADO NOMINAL DE FASE WATTS VA WATTS VA Incandescente 127 1 3 100 100 300 300 Fluorescente 127 1 19 182.4 202.67 3465.6 3850.67

Datos de motores:

POTENCIA (C.P.)

LETRA CODIGO

NÚMERO DE FASES

TENSIÓN NOMINAL

TIPO DE ARRANQUE

FACTOR MULTIPLICADOR

VELOCIDAD (R.P.M.)

60 K 3 440 TENSIÓN PLENA 1 1800 30 H 3 440 TENSIÓN PLENA 1 1800 20 G 3 440 TENSIÓN PLENA 1 1800 20 G 3 440 TENSIÓN PLENA 1 1800 7.5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1 3600 5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1 3600 5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1 3600

La orden en que entrarán los motores para ser alimentados por la planta de emergencia, es el mismo orden que se indica en la tabla anterior. Datos de otras cargas:

NOMBRE DEL EQUIPO

TENSIÓN NOMINAL (VOLTS)

NÚMERO DE FASES

CANTIDAD

POTENCIA CONSUMIDA

POTENCIA TOTAL

WATTS VA WATTS VA Instrumentos para seguridad y control

127

1

1

35

35

35

35

A-44

Columna 5 En el motor de 60 C.P. Con letra código k, los kVA a rotor bloqueado serán de 606 (ver tabla 7.7.6 del capítulo 7 del Manual de Procedimientos). Columna 6 El factor de potencia al arranque del motor de 60 C.P. es de 0.35 y su potencia en kW será:

kW60

= kVA x F.P Arranque kW

60 = 606x0.35

kW

60 = 212.1

Columna 7 La potencia nominal del motor en kVA será:

kVA =0.746xC.P.F.P.xEFIC.

kVA =0.746x600.91x0.91

54.05=

Los valores de F.P. y la η se dan en el capítulo 7 de Procedimientos. Columna 8 La potencia nominal del motor en kW será:

kW =0.746xC.P.

F.P.= =

0746 60091

4919.

..

x

Columna 9 La carga acumulada del motor de 60 en kVA será:

kVA=kVAN+kVA

Acumulada=54.05+3.8=57.85

A-45

Columna 10 La carga acumulada del motor de 60 en kW será:

kW=kWN+kW

Acumulada=49.19+4.186=53.38

Columna 11 La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kVA será:

kVA=kVARB+kVA

Acumulada=606+3.8=609.8

Columna 12 La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kW será:

kW=kWRB

+kWAcumulada

=212.1+4.186=216.3 Seguiremos el mismo procedimiento para cada uno de los motores, obteniéndose los siguientes datos:

A-46

DATOS DE PLACA

CARGA A ROTOR

BLOQUEADO

CARGA A VELOCIDAD NOMINAL

CARGA ACOMULADA MOTOR A VEL. NOM.

+OTRAS CARGAS

CARGA ACUMULADA ROTOR BLOQUEADO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 POT. C.P.

LETRA CÓDIGO

No. DE FASES

TENSIÓN NOMINAL

kVA kW kVA kW kVA CONTINUOS

kW CONTINUOS

kVA MAXIMOS

kW MAXIMOS

ALUMBRADO Y EQUIPO DE SEGURIDAD Y CONTROL

3.800 4.186

60 K 3 440 606 212 54 49.19 57.85 53.38 609.8 216.3 30 H 3 440 239 100 28 25.15 86.1 78.53 296.85 153.76 20 G 3 440 141 66 19 16.95 105.37 95.48 227.7 145.08 20 G 3 440 141 66 19 16.95 124.64 112.43 246.97 162.03 7.5 E 3 440 42 23 7 6.43 132.12 118.86 166.94 135.69 5 E 3 440 28 16 5 4.39 137.28 123.25 160.12 135.66 5 E 3 440 28 16 5 4.39 142.44 127.64 165.28 140.05

A-47

Carga acumulada con motores trabajando a velocidad nominal:

kVA = 142.44 kW = 127.64

Carga acumulada con motores trabajando a rotor bloqueado:

kVA = 609.8 kW = 216.3

Los datos para la selección son:

kVA = 1.35(142.44) = 192.294 kW = 1.35(127.64) = 172.314

kVA = 609.8 kW = 216.3

De acuerdo a los datos anteriores y a catálogos de fabricante la planta será de: 250 kVA, 480/127 volts, 3 fases, 60 Hz y F.P. = 0.8

B-2

APÉNDICE B

DOCUMENTOS QUE INTEGRAN UN PROYECTO ELÉCTRICO 1.0 OBJETIVO Establecer los documentos de los que consta un proyecto eléctrico en los sistemas de agua potable y alcantarillado. 2.0 ALCANCE Proporcionar una guía para conformar la documentación necesaria en el proyecto. 3.0 MEMORIA DESCRIPTIVA En este punto se deberá de tener en cuenta las consideraciones y datos iniciales que se requieren para el desarrollo del proyecto eléctrico, su contenido deberá incluir: a) Necesidades del proyecto: Condiciones ambientales, operativas y de servicio b) Características del suministro de energía eléctrica: Nivel de tensión, frecuencia, números de fases, número de hilos, etc 4.0 MEMORIA DE CÁLCULO Deberá de contener las condiciones, criterios y desarrollo de cálculos usados en el diseño del sistema eléctrico, incluyendo: Análisis y selección de alternativas Selección del diagrama de distribución Selección del voltaje (de operación y distribución) Selección del tipo de subestación Cálculo de la capacidad del transformador Cálculo de la capacidad del generador de emergencia Cálculo de la corriente de corto circuito Estudio de la caída de tensión Coordinación de protecciones Estudio de factor de potencia Cálculo de conductores

B-3

Calibración de interruptores Sistema de tierras Cálculo de la red de tierras Cálculo del alumbrado interior Cálculo del alumbrado exterior 5.0 PLANOS Los planos se elaborarán tomando en cuenta lo siguiente: a) El original se dibujará en papel albanene o cualquier otro que permita obtener copias heliográficas con claridad. b) El tamaño de los planos se sujetará a las siguientes dimensiones en cm: 70x110, 55x70, 35x55, 28x40 y 21.5x28. c) La letra será de un alto mínimo de 2 mm; y puede ser escrita con plantilla o a mano usando el tipo de imprenta, en cuyo caso deberá ser lo suficientemente clara. d) Las escalas serán las adecuadas para que en los tamaños fijados se tenga el espacio suficiente para lo que se desee presentar, anotándose en cada plano la escala utilizada. Es recomendable, según el caso, usar las siguientes escalas: 1:1000,000; 1:5,000; 1:2000; 1:1000; 1:500; 1:100 y 1:50. e) Se usará el Sistema General de Unidades de Medidas, de acuerdo con la Norma NOM-Z-1 vigente (Sistema Métrico Decimal) y el idioma español en todas sus leyendas. f) Contendrá exclusivamente los datos relativos a las instalaciones eléctricas, serán claros e incluirán la información suficiente para su correcta interpretación de manera que permita construir la instalación. Se indicarán notas aclaratorias a los puntos que el proyectista considere necesarios. g) Se usarán los símbolos que se indican en el capítulo 10. En caso de tener que usar algún símbolo que no aparezca en dicho capítulo, se indicará su descripción en los planos.

B-4

h) Se dejará en la esquina inferior derecha un cuadro en el que se anotará:

Nombre o razón social del solicitante del servicio Domicilio (calle y número, colonia, código postal, delegación o población, municipio y entidad) Uso al que se vaya a destinar la instalación (giro o actividad) Nombre, número de registro en la Secretaría y firma de responsable del proyecto. En el caso de la elaboración de planos de instalaciones ya construídas, el que firma como responsable del proyecto también se hace responsable de éstas. i) En caso de que el proyecto esté integrado por varios planos, se anotará la continuidad de cada plano con respecto al general de conjunto en el que se indicará la acometida la subestación, en su caso, los alimentadores principales hasta los centros de cargas, anotando los números de los planos correspondientes y acotándose la parte de la instalación comprendida en cada plano. j) El proyecto contendrá: Diagrama unifilar El cual deberá contener: Acometida Subestaciones, en su caso, mostrado las características principales de los equipos que la integran. Si la subestación es del tipo unitario se indicará el número de la autorización de la Dirección General de Normas de la Secretaria. Alimentadores hasta los centros de carga, tableros de fuerza, alumbrado, etc.; indicando su longitud en cada caso y caída de tensión representada en por ciento. Alimentadores y circuitos derivados, excepto los controles desde los tableros de alumbrado. Tipo, capacidad interruptiva y rango de ajuste de cada una de las protecciones de los alimentadores principales y derivados. Calibre, tipo de material y aislamiento de los conductores activos y neutros de los alimentadores principales y derivados. Tipo y dimensiones de la canalización empleada en cada alimentador. Cuadro de distribución de cargas Deberá contener: Alumbrado

B-5

Número de circuito, número de lámparas, contactos, dispositivos eléctricos por cada circuito, fases a que va conectados el circuito, carga en watts y corriente en amperes de cada circuito, calibre de los conductores, diámetro de tubería y protección contra sobrecorriente por cada circuito, desbalanceo entre fases expresado en por ciento.

Fuerza Número de circuito, fases del circuito, características de los motores o aparatos y sus dispositivos de protección y control así como indicar a que circuito están conectados y el nombre de la máquina o máquinas que accionen, calibre de conductores, diámetro de tubería o ducto y el resumen de cargas indicando el desbalanceo entre fases expresado en por ciento.

Planos de planta y elevación Deberán contener: Localización del punto de la acometida, del interruptor general y del equipo principal incluyendo el tablero o tableros generales de distribución. Localización de centros de control de motores, tableros de fuerza, de alumbrado y contactos y de concentración de interruptores. Trayectoria horizontal y vertical (cuando ésta excede de 4 metros) de alimentadores y circuitos derivados, tanto de fuerza como de alumbrado identificando cada circuito e indicando su calibre y canalización de motores y equipos alimentados por los circuitos derivados, localización de los arrancadores y sus medios de desconexión. Localización de contactos y unidades de alumbrado con sus controladores, identificando las cargas con su circuito y tablero correspondiente. Localización, en su caso, de áreas peligrosas indicando su clasificación de acuerdo a las normas de instalaciones eléctricas. Si en el proyecto existen puntos que puedan dar lugar a diferentes interpretaciones, se detallará la información pertinente, como por ejemplo en los casos de concentración de interruptores, derivaciones de alimentadores principales, etc. Croquis de localización Deberá contener: La manzana y las calles que circundan, la ubicación del predio de la manzana, número de lote o número oficial, la orientación, colonia, población y otras referencias que faciliten su localización.

Listas de materiales y equipo especificado

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Estas deben contener: Cada uno de los principales materiales y equipos que se utilizarán, especificando las características mínimas necesarias para su correcta instalación y funcionamiento.

Elaboración de planos de detalle En la elaboración de los planos de detalle de las instalaciones, se tomará en cuenta lo siguiente: a) Para subestaciones Mostrar el arreglo del equipo eléctrico que integra la subestación, indicando las distancias entre partes energizadas entre si y a tierra. Cuando se trate de subestaciones abiertas, marcar la altura de montaje de cuchillas, interruptores, apartarrayos, postes, etc. La vista de planta, elevación y detalles de la subestación, mostrarán con claridad la acometida del servicio, subidas y bajadas de conductores, cruzamiento entre líneas, mufas, instalaciones de aisladores de suspensión, de alfiler, de tensores y retenidas, etc. Indicar donde se localiza: el drenaje, la ventilación, los extinguidores, los accesorios de seguridad, los accesos al local, cercas protectoras, sistema de tierra, anuncios de peligro, las tarimas aislantes y las unidades de alumbrado normal y de emergencia que el proyecto incluya. Mostrar la localización e instalación de cables en ductos excepto lo referente a la cometida del servicio, los registros y las vueltas que los cables efectúen en su recorrido. Asimismo, anotar las características de estos conductores. Indicar claramente la conexión realizada entre interruptor de alta tensión y el primario del transformador, incluyendo sus medios de soporte y terminales, en su caso.

Anotar el tipo de apartarrayos utilizado y su tensión nominal de operación; el o los tipos de interruptores utilizados, su corriente nominal en amperes, su calibración o ajuste del disparo y la capacidad interruptiva simétrica de los mismos; cuando se utilicen fusibles, se indicará si son de expulsión o no, si son limitadores de corriente o son de potencia y si son del tipo indicador, así como el valor del elemento fusible y el valor de su capacidad

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interruptiva. Anotar la capacidad de corto circuito de la línea de suministro, consultado para tal efecto al suministrador. Señalar la existencia de mecanismos que impidan operar con la carga los desconectadores y abrir las puertas de los gabinetes cuando existan partes energizadas en el caso de subestaciones compactas. Anotar las características completas del o los transformadores tal y como aparecen en sus placas de datos. Indicar tipo y mecanismos de operación de desconectadores e interruptores, material, tipo y tensión de operación de los aisladores utilizados; material y dimensiones de la barra o conductores de alta tensión, características y sus medios de desconexión y puestas a tierra. b) Para protección contra sobrecorriente Indicar el tipo de la protección (si es fusible, anotar si es de doble elemento limitador de corriente o del tipo convencional); tensión y corriente nominal (especificar el valor del elemento fusible o la calibración, en caso de termomágneticos y electromagnéticos con disparo ajustable); marco y capacidad interruptiva en amperes simétricos y tipo de cubierta. En caso de utilizar relevadores se indicará su tipo y rango de ajuste. c ) Para conductores Indicar calibre, tipo de material, clase de aislamiento y tensión en volts, mencionando si es cable o alambre, así como el tipo y material de sus cubiertas y si cuenta con pantallas semiconductoras. d) Para canalizaciones Tubos conduit. Indicar tipo de material, espesor de la pared, recubrimiento, diámetro nominal y si es flexible o rígido. Ducto metálico con tapa. Indicar el área o sección transversal del ducto. Charolas. Anotar tipo de material y ancho de la charola y dibujar detalle del acomodo de los cables en cada tramo. e) Para motores Indicar para cada motor, los datos completos de sus respectivas placas. Cuando se trate de soldadoras, indicar los datos completos de sus placas.

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Indicar el tipo de controlador, (clavija, desconectador, interruptor o contacto), si es automático o manual y si es a tensión plena ó reducida, así como el tamaño y tipo de cubierta del mismo. Anotar el valor en amperes de la protección contra sobre corriente del motor. Tipo, capacidad y tensión nominal del medio de desconexión, indicando las características de la cubierta. Identificar todos los motores que aparecen en los diagramas unifilares, vistas físicas y cuadros de cargas. f) Para alumbrado y contactos Indicar el tipo de lámparas y portalámparas, tensión nominal; capacidad en watts; pérdidas en watts del balastro o reactor, mencionando el número de lámparas que dependen de cada reactor y si éste es parte integrante del portalámparas o no, así mismo, especificar el tipo de cubierta de portalámpara. Indicar la capacidad en watts de los contactos, número de fases especificando si está o no aterrizado, tensión nominal y tipo de cubierta. g) Para sistemas de tierras La instalación referente al aterrizado del sistema eléctrico y a la puesta a tierra de las partes metálicas no conductoras de corriente del equipo eléctrico, pueden representarse en planos o memorias descriptivas, pero en cualquier caso contendrán las características de electrodos, dimensiones, tipo de material y longitud enterrada; especificará las características del puente de unión que conecta el electrodo de entrada del servicio con los conductores de tierra, tanto del sistema como del equipo; indicar las características del conductor de tierra del sistema, las correspondientes al medio de conexión individual de los equipos y/o aparatos al sistema de tierra señalando las características de los conectores empleados, incluyendo si son del tipo soldable o atornillable; se anotarán los criterios y cálculos en su caso, que dieron base a la selección del sistema de tierra. h) Para plantas de emergencia Indicar el tipo de motor y generador Indicar la capacidad de la planta en watts Indicar la corriente y tensión nominal Indicar el tipo de interruptor de transferencia y si es automático o manual 6.0 ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS

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a) Contenido Las especificaciones de los equipos deberán contener como mínimo la siguiente información: Objetivo Campo de aplicación Normas que aplican Alcance del suministro Características técnicas Accesorios Pruebas Empaque y embarque Dibujos del fabricante Hoja de datos Cuestionario b) Relación de especificaciones Deberán elaborarse especificaciones para los equipos y materiales más importantes del proyecto eléctrico, estos pueden ser: Generales de instalación Transformadores de potencia y/o distribución Interruptores Apartarrayos Cuchillas seccionadoras Cortacircuitos fusible y/o desconectadores Transformadores de potencial y de corriente Herrajes, aisladores, conectores de la subestación Tableros blindados, centro de control de motores Cables de potencia Transformadores de servicios auxiliares Tableros Motores Materiales para distribución de fuerza, alumbrado, tierras y control Banco de capacitores Banco de baterías y cargadores 7.0 CATÁLOGO DE EQUIPO Y MATERIALES

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Descripción de todos los equipos y materiales eléctricos; clasificación con clave, concepto, unidad y cantidad. El siguiente ejemplo puede servir como guía:

CLAVE CONCEPTO CANTIDAD UNIDAD SUMINISTRO, INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE:

SE SUBESTACION ELÉCTRICA SE-1 TRANSFORMADOR 1 PZA SE-2 CORTACIRCUITOS MONOPOLAR 3 PZA SE-X ........ETC. X PZA SF SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE FUERZA

SF-1 ........ETC. X PZA ST SISTEMA DE TIERRAS

ST-1 ........ETC. X PZA AI ALUMBRADO INTERIOR

AI-1 ........ETC. X PZA ETC., ETC