INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA ·...

CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNASUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN CARCAMO DE BOMBEO DE AGUAS RESIDUALES.

INGENIERÍA ELÉCTRICA SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA

MECANICA Y ELECTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA

ELECTRICA

CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACION COMPACTA PARA UN CARCAMO DE BOMBEO DE

AGUAS RESIDUALES

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A N:

C. JOSE LUIS URBINA GONZALEZ

ASESOR:

M en C. JESUS ALBERTO FLORES CRUZ

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL

DEBERA(N)DESARROLLAR c. JOSÉ LUIS URBINA GONZÁLEZ

"CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN CÁRCAMO DE BOMBEO DE AGUAS RESIDUALES."

DEMOSTRAR LA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN PROYECTO DE ÁREA ELÉCTRICA DE UN CÁRCAMO DE BOMBEO DE AGUAS RESIDUALES.

~ INTRODUCCIÓN.

~ GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. ~ SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS. ~ EL TRANSFORMADOR. ~ BARRAS~

~ EQUIPO DE PROTECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA. ~ COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. ~ APARTARRAYOS. ~ ANÁLISIS DEL DISEÑO DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA. ~ CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN CÁRCAMO DE

AGUAS RESIDUALES.

~ CONCLUSIONES. MÉXICO D.F., 15 DE JUNIO 2012.

ING.JES

ING JEF L i'iEPARTAMENTO ACADÉMICO

DE INGENIERÍA ELÉCTRICA.

~~VIDRAMÍREZORTIZ

Este agradecimiento va dirigido a las personas más especiales para mí Por ser los pilares fundamentales en mi vida y educación Mis primera y mayor deuda de gratitud es para mis padres, porque gracias a su apoyo E podido concluir mi educación y así adquirir la herencia más grande que haya podido recibir El permitirme forjar como un hombre de bien y poder concluir mi carrera profesional. Primero que nada quiero agradecer a dios por acompañarme todos los días en mi camino y regresarme con bien a mi casa. A san judas Tadeo por escuchar siempre mis suplicas y permitirme estar hoy como un graduado Mama: gracias por todos tus consejos por ser mi madre mi amiga por levantarte para despedirme y desvelarte para recibirme. Papa: gracias por todos tus consejos por tus sugerencias y tu interés asía mi persona Isabel: gracias por tu cariño por tu preocupación por tus regaños por patrocinar diversas causas gracias flaquita Leti: se que siempre contare contigo gracias por confiar en mi gracias por hacerme reír en los momentos más difíciles Familia gracias por que en cada duda, tropiezo o preocupación nos hemos encontrado unidos Construyendo los cimientos disfrutando los momentos. Hoy un sueño una meta que iniciaba a futuro desde la secundaria, la vocacional y que en dados momentos temí no acabar se proyecta hoy por hoy como realidad. Fácil seria para mí el omitir la presencia y aportación de mis abuelos pues ya no se encuentran con migo pero el joven que un día vieron como estudiante ahora es un hombre que hoy concluye satisfactoriamente una etapa en este camino. Noches tardes y mañanas me costó llegar aquí cuánta razón tenias mama que a todo el esfuerzo llega una recompensa a mis hermanas no me queda solo decir que la ruta está marcada y que a pesar de adversidades se puede llegar a donde se desea pronto me alcanzaran mis pequeñas. La mayor parte en el merito podría ser para mi pues soy el graduado pero no cabe duda que su participación ha enriquecido el trabajo realizado con su aportación significativa Maestros la fuente de conocimientos inagotables por cada clase y trabajo que hoy me han dado las herramientas para luchar por mi realización. Mil palabras no bastarían para agradecerles su apoyo, su comprensión y sus consejos en los momentos difíciles. A todos, espero no defraudarlos y contar siempre con su valioso apoyo, sincero e incondicional.



INDICE. PAGINA

SIGLAS Y ABREVIATURAS. 1

JUSTIFICACIÓN. 2

INTRODUCCIÓN. 3

1. GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 4

1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 5

1.2 PARTES TÍPICAS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. 6

2. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS. 8

2.1. CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN

COMPACTA.

9

2.1.1. ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. 9

2.1.2. PUESTA A TIERRA. 10

2.1.2.1 ATERRIZAMIENTO DE LOS GABINETES. 11

3. EL TRANSFORMADOR. 13

3.1. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. 15

3.2. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL Y MÁXIMA. 16

3.2.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL DEL TRANSFORMADOR. 16

3.2.2. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE SEGURIDAD O CAPACIDAD DE

SOBRECARGA MÁXIMA DE UN TRANSFORMADOR.

16

3.2.3. CÁLCULO DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR. 18

3.2.4. LÍMITES DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES. 18

3.2.4.1. CURVA DE DAÑO O CURVA ANSI. 18

3.2.4.2. LÍMITES NEC. 19

3.2.4.3 CAPACIDAD DE SOBRECARGA. 20



3.2.4.4. PUNTO DE MAGNETIZACIÓN (INRUSH). 20

4. BARRAS. 21

4.1. TIPOS DE BARRAS. 22

4.2. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE RELATIVA. 22

4.3. ACCESORIOS DE LAS BARRAS COLECTORAS. 23

4.4. FACTORES PRIMARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS

COLECTORAS.

29

4.4.1. CARGAS ESTÁTICAS. 29

4.4.2. CARGAS DINÁMICAS. 29

4.5. FACTORES SECUNDARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS

COLECTORAS.

30

4.6 MÉTODO DE CÁLCULO. 30

4.6.1. COMPROBACIÓN DE ESTABILIDAD TÉRMICA. 31

4.6.2. COMPROBACIÓN DE LAS BARRAS EN ESTABILIDAD DINÁMICA. 33

4.6.3. SELECCIÓN DE AISLADORES DE BARRAS.. 39

5. EQUIPO DE PROTECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA. 40

5.1. FUSIBLES. 40

5.1.1. DESCRIPCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FUSIBLES EN

MEDIANA TENSIÓN (MT).

40

5.1.2. FUSIBLE DE EXPULSIÓN. 41

5.1.3. FUSIBLE LIMITADOR DE CORRIENTE. 42

5.1.4. CONSIDERACIÓN DE SOBRETENSIÓN. 43

5.1.5. SELECCIÓN DE FUSIBLES. 44

5.2. INTERRUPTORES EN SUBESTACIONES COMPACTAS. 45

5.2.1. CUCHILLAS DESCONECTADORAS. 45

5.2.1.1. TIPOS DE CUCHILLAS DESCONECTADORAS. 46



5.2.1.2. SELECCIÓN DE CUCHILLAS DESCONECTADORAS. 46

5.2.2. INTERRUPTORES DE POTENCIA. 46

5.2.2.1. SELECCIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA. 47

5.2.2.2. TIPO DE INTERRUPTORES. 47

5.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. 51

5.3.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC). 51

5.3.2. SIMBOLO DEL TC. 52

5.3.3. INTERPRETACION DE LAS MARCAS DE POLARIDAD. 52

5.3.4. EJEMPLO DE RELACION DE TRANSFORMACION. 53

5.3.5. EJEMPLOS DE CALCULOS DE CORRIENTES SECUNDARIAS Y

DETERMINACION DEL SENTIDO DE LAS MISMAS.

53

5.3.6. CONEXIONES DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. 56

5.3.6.1. CONEXIÓN DE TC EN ESTRELLA. 56

5.3.6.2. CONEXIÓN DE TC EN DELTA 30° ADELANTADO. 57

5.3.7. CLASIFICACIÓN DE LOS TC. 58

5.3.7.1. LOS TC POR SU UTILIZACION. 58

5.3.7.2. LOS TC POR SU CONSTRUCCION. 58

5.4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP). 63

5.4.1 CLASES DE PRECISIÓN EN TP’S. 67

5.5. RELEVADORES. 67

5.5.1. AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE CON DISPARO RETARDADO DE TIEMPO (DISPOSITIVO 51).

69

5.5.2. AJUSTE DE LOS RELEVADORES DESOBRECORRIENTE CON

DISPARO INSTANTÁNEO (DISPOSITIVO 50).

70

6. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. 70

6.1. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS EN AIRE. 71



6.1.1. TENSIÓN CRÍTICA DE FLAMEO. 72

6.1.2. EFECTOS METEOROLÓGICOS. 75

6.2. DIMENSIONAMIENTO DIELÉCTRICO EN SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS.

75

6.2.1. DISTANCIAS DE DISEÑO. 76

6.2.2. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. 76

6.2.3. DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

UNITARIAS.

76

7. APARTARRAYOS. 77

7.1. LOCALIZACIÓN DEL APARTARRAYOS. 77

7.2. SELECCIÓN DEL APARTARRAYOS. 78

7.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS APARTARRAYOS. 79

7.2.2. TENSIÓN NOMINAL (Vn). 79

7.2.3. CORRIENTE DE DESCARGA DEL APARTARRAYOS (ID). 79

7.2.4. MARGEN DE PROTECCIÓN. 81

7.3. CONEXIÓN DEL APARTARRAYOS 82

8. ANÁLISIS DEL DISEÑO DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN

COMPACTA.

83

8.1.

PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

83

8.1.1. CRITERIOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE MALLAS CONECTADAS A TIERRA.

84

8.2. PROCEDIMIENTO DE DISEÑO. 85

8.2.1. DISEÑO DE LA RED DE TIERRAS. 87

8.2.2. CÁLCULO DEL FACTOR DE DECREMENTO (Df). 88

8.2.3. FACTOR DE PROYECCIÓN (Cp). 88

8.2.4. CÁLCULO DE POTENCIALES TOLERABLES. 89



9. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACION COMPACTA PARA UN CARCAMO DE AGUAS RESIDUALES.

93

9.1.1. DATOS PROPORCIONADOS POR EL CLIENTE. 93

9.2.1. SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 95

9.1.2.1. CALCULO DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR.

95

9.2. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 96

9.2.1. ZONA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR Y CURVA DE OPERACIÓN DEL FUSIBLE.

98

9.3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. (CFEL0000-96). 99

9.4. SELECCIÓN DE LOS APARTARRAYOS. 100

9.5. SELECCIÓN DE BARRAS. 101

9.6. SELECCIÓN DE AISLADORES. 104

9.7. SELECCIÓN DE CUCHILLAS. 104

9.8. SOFTWARE CyMGrd. 105

9.9. DISEÑO PROPUESTO PARA EL SISTEMA DE TIERRAS. 106

9.9.1. NIVELES DE UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA O DE

SUPERFICIE (GPR) PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE LA

SUBESTACIÓN COMPACTA (CARCAMO TLATELOLCO).

107

9.9.2.

NIVELES DE UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O DE

CONTACTO TOLERABLE PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE

LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO TLATELOLCO).

109

9.9.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LA MALLA DE PUESTA A

TIERRA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO

TLATELOLCO).

111

9.9.4 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO CON EL

SOFTWARE ASP (CÁRCAMO TLATELOLCO).

113

9.10. DIAGRAMA UNIFILAR. 115

9.9.4. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO CON EL

SOFTWARE ASP (CÁRCAMO TLATELOLCO).

113



9.10. DIAGRAMA UNIFILAR (CÁRCAMO DE BOMBEO TLATELOLCO). 115

CONCLUSIÓN 116

BIBLIOGRAFIA. 117

TERMINOLOGIA. 119

FIGURAS.

FIGURA 1. DIAGRAMA UNIFILAR DE LAS PARTES QUE COMPONEN

UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA COMPACTA.

6

FIGURA 2. TRANSFORMADOR TIPO SUBESTACIÓN. 15

FIGURA 3. CONECTOR RECTO PARA UNIR DOS BARRAS. 24

FIGURA 4. CONECTOR TIPO “T” PARA DERIVAR DE BARRA A

CABLE.

24

FIGURA 5. CONECTOR TIPO “CODO” PARA BARRAS DE ALUMINIO. 24

FIGURA 6. JUNTA DE EXPANSIÓN TIPO “FE” DE BARRA A TERMINAL DE CONEXIÓN.

25

FIGURA 7. JUNTA DE EXPANSIÓN TIPO “J” TRENCILLA PLANA. 25

FIGURA 8. CURVAS DE DEPENDENCIA A=F(Q) PARA CONDUCTORES DE COBRE Y ALUMINIO.

32

FIGURA 9. CURVAS DE TIEMPO FICTICIO EN FUNCIÓN DE LA RELACIÓN Β=ICCASIMETRICOS / ICCSIMETRICOS

33

FIGURA 10. COLOCACIÓN DE UNA BARRA POR FASES. A) DE CANTO, B) DE PLANO.

35

FIGURA 11. CURVAS PARA DETERMINAR EL COEFICIENTE DE FORMA DE LAS BARRAS.

37

FIGURA 12. COLOCACIÓN DE BARRAS. 1. BARRAS, 2. AISLADORES, 3. SEPARADORES.

38

FIGURA 13. CURVA CARACTERÍSTICA CORRIENTE --- TIEMPO DE OPERACIÓN DE UN FUSIBLE TIPO EXPULSIÓN.

41

FIGURA 14. FUSIBLE TIPO ESLABÓN DE UNA MISMA --- CORRIENTE

NOMINAL Y DIFERENTE VELOCIDAD DE REPUESTA.

42

FIGURA 15. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL CONCEPTO LIMITACIÓN DE CORRIENTE.

43

FIGURA 16. CONSIDERACIÓN DE LA SOBRETENSIÓN. 44



FIGURA 17. CUCHILLA UNIPOLAR.

46

FIGURA 18. CUCHILLA TRIPOLAR. 46

FIGURA 19. INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE. 48

FIGURA 20. INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE CON

CÁMARA DE EXTINCIÓN.

48

FIGURA 21. INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE. 49

FIGURA 22. INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE EN VACIO.

49

FIGURA 23. INTERRUPTOR DE HEXAFLUORURO DE AZUFRE DE TANQUE MUERTO.

50

FIGURA 24. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. 51

FIGURA 25. CONEXIÓN DE TC EN ESTRELLA. 56

FIGURA 26. CONEXIÓN DE TC EN DELTA 30° ADELANTADO. 57

FIGURA 27. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO DEVANADO. 58

FIGURA 28. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO BOQUILLA. 59

FIGURA 29. CONEXIÓN EN ESTRELLA DE LOS TC. 62

FIGURA 30. REPRESENTACIÓN DEL FLUJO PRIMARIO EN EL TC. 62

FIGURA 31. ARREGLO DOBLE BARRA Y UBICACIÓN DE TP´S. 63

FIGURA 32. CONEXIÓN DE UN TP EN UN SISTEMA TRIFÁSICO. 64

FIGURA 33. DIAGRAMA DE UN TP CON 3 DEVANADOS. 65

FIGURA 34. DIAGRAMA DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS DE UN

TP (1ER DEVANADO).

65


TP (2DO DEVANADO).

66


TP (2ER DEVANADO).

66

FIGURA 37. SUBESTACIÓN COMPACTA NEMA 3R. 94

FIGURA 38. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL

SOFTWARE CYMTCC.

98

FIGURA 39. MALLA A SIMULAR DE LA SUBESTACIÓN 106



COMPACTA (TLATELOLCO) CON EL SOFTWARE CYMGRD.

FIGURA 40. NIVEL DE UMBRAL DE GPR MÁXIMOS EN LA

MALLA DE LA FIGURA 39.

107

FIGURA 41. UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA

EN LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO

TLATELOLCO) DE LA FIGURA 39.

108

FIGURA 42. UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA

EN LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO

TLATELOLCO) VISTA EN 3D DE LA FIGURA 39.

109

FIGURA 43. NIVEL DE UMBRAL DEL POTENCIAL DE

TOQUE O CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA

PERSONA QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORPORAL

DE 70 KG. DE LA FIGURA 39.

110

FIGURA 44. UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O

CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA PERSONA

QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORP ORAL DE 70 KG.

DE LA FIGURA 39.

110

FIGURA 45. UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O

CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA PERSONA

QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORPORAL DE 70 KG.

VISTA EN 3D DE LA FIGURA 39.

111

FIGURA 46. GRAFICA DE POTENCIALES DE CONTACTO EN

LA MALLA VS CONTACTO MÁXIMO ADMISIBLE, GPR EN

LA MALLA VS ELEVACIÓN DE POTENCIAL DE TIERRA,

POTENCIAL DE PASO EN LA MALLA VS PASO MÁXIMO

ADMISIBLE.

112

TABLAS.

TABLA 1.TAMAÑO NOMINAL MÍNIMO DE LOS CONDUCTORES DE

TIERRA PARA CANALIZACIONES Y EQUIPOS.

12

TABLA 2. DIMENSIONES DE SOLERA DE COBRE ELECTROLÍTICO.

(CANTOS REDONDEADOS MM²).

13

TABLA 3. CAPACIDAD DE SOBRECARGA. 17

TABLA 4. CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES PARA EL CÁLCULO DE LA CURVA DE DAÑO.

18



TABLA 5. PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DE LOS PUNTOS DE LA CURVA ANSI.

19

TABLA 6. CORRIENTE DE AJUSTE MÁXIMO PARA EL DISPARO MÍNIMO POR SOBRECARGA DE INTERRUPTORES Y FUSIBLES EN FUNCIÓN DEL VALOR DE LA IMPEDANCIA DEL TRANSFORMADOR (ZT) Y DE SUS VOLTAJES PRIMARIO Y SECUNDARIO.

20

TABLA 7. MÚLTIPLOS DE LA CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN (IM).

21

TABLA 8. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTES DE BARRAS.

23

TABLA 9. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS CABLES DE COBRE. COBRE RECOCIDO CON CONDUCTIVIDAD DE 100 %.

26

TABLA 10. PROPIEDADES DE LOS TUBOS DE COBRE ESTÁNDAR. TUBOS DE COBRE AL 98% DE CONDUCTIVIDAD.

27

TABLA 11. PROPIEDADES DE LAS SOLERAS ELECTROLÍTICAS. 28

TABLA 12. CORRIENTES EN BARRAS RECTANGULARES Y DISTANCIAS MÍNIMA ENTRE FASES Y TIERRA.

29

TABLA 13. CAPACIDADES COMERCIALES DE INTERRUPTORES. 50

TABLA 14. RELACIONES DE TRANSFORMACIÓN NORMALIZADAS PARA T. C.

55

TABLA 15. CARGAS NOMINALES DE PRECISIÓN PARA TP. 67

TABLA 16. CLARO MÍNIMO A PARTES VIVAS. 71

TABLA 17. NIVELES DE AISLAMIENTO NORMALIZADOS PARA

EQUIPO DE LA CATEGORÍA “A”.

72

TABLA 18. FACTOR K3. 73

TABLA 19. DISTANCIAS MÍNIMAS DE FASE A TIERRA Y DE FASE A

FASE EN AIRE EN CONDICIONES ESTÁNDAR 1)

APLICABLES HASTA 1000 M.S.N.M.

74

TABLA 20. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. 76

TABLA 21. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS SEGÚN EL ATERRIZAMIENTO DEL NEUTRO.

78

TABLA 22. FACTOR PARA LA DETERMINACIÓN DE LA CORRIENTE DE DESCARGA.

80

TABLA 23. CARACTERÍSTICAS DE PROTECCIÓN DE APARTARRAYOS TIPO ESTACIÓN.

81

TABLA 24. RESISTIVIDAD TÍPICA PARA MATERIALES USADOS EN SUPERFICIES DE SUBESTACIONES (DE ACUERDO A LA IEEE STD 80-2000).

84

TABLA 25. NOMENCLATURA USADA EN LAS FORMULAS PARA DISEÑAR UNA RED DE TIERRAS.

87



1

SIGLAS Y ABREVIATURAS. A. Amperes ACRS. Cable aluminio reforzado de acero ANSI. American National Standars Institute °C. Grados centígrados CFE. Comisión Federal de Electricidad cm. Centímetros DGN. Dirección General de Normas FE. Factores de enfriamiento FET. Factor de enfriamiento del transformador F.P. Factor de potencia IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers IDM Corriente de disparo mínimo IN. Corriente nominal INT. Corriente nominal del transformador IM. Corriente de magnetización IPERM. Corriente de magnetización kA. kiloamperes kgf. kilogramos fuerza kgm. kilogramos metro kV. kilovolts kVA. kilovolts amperes kVAR. kilovolts amperes reactivos kW. kilowatts lb.ft. Libras pies mm. Milímetros

mm2 Milímetros cuadrados m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar MVA. Megavolts amperes N.B.A.I. Nivel básico de aislamiento N.B.A.M. Nivel Básico por maniobra NOM. Norma Oficial Mexicana NEC. National Electric Code Pulg. Pulgadas P.U. Por unidad S.E. Subestación eléctrica S.E.U. Subestación eléctrica unitaria TCF. Tensión crítica de flameo TC’s Transformador de corriente TP’s Transformador de potencial V. Voltaje Vn. Voltaje nominal Z. Impedancia ZT. Impedancia del transformador.



2

OBJETIVO Mostrar la metodología para seleccionar de los elementos de una Subestación Compacta, para un proyecto de área eléctrica de un cárcamo de bombeo de aguas residuales, de acuerdo a la Normatividad Vigente. JUSTIFICACIÓN. Esta metodología parte de las necesidades de la potencia y niveles de voltaje requeridos para suministrar energía eficiente y adecuada para el sistema del cárcamo de bombeo, es así que se determinan la capacidad y protecciones del transformador. Una vez seleccionado el transformador se determinan especificaciones de las barras colectoras (cobre o aluminio) y sus aisladores, en base a la ampacidad y a los esfuerzos mecánicos provocados por la corriente de cortocircuito. Dentro de las consideraciones de diseño tomadas en cuenta esta presente la coordinación de aislamiento, para lo cual se determinan las distancias mínimas que deben de existir entre fases y entre fase y tierra. La metodología de diseño incluye la selección de apartarrayos y selección de cuchillas de desconexión sin carga. En todos los casos se aplican criterios normalizados para establecer las especificaciones técnicas comunes por clientes, en el diseño se incorporan otros aspectos tales como el lugar de la instalación, las dimensiones y el lugar donde será ubicada la subestación, el espacio suficiente para realizar mantenimiento de la misma, el numero de secciones de la subestación, si es de tipo exterior o interior y si se requiere sección para equipo de medición. Además se demostrara el uso de herramientas de informática como son los software de ingeniería eléctrica, la facilidad y la rapidez para obtener resultados para una mejor optimización y selección de equipos eléctricos. Además el proyecto parte de una necesidad de la ciudad México para evitar las inundaciones para el área de la tercera sección de la unidad habitacional de Tlatelolco, dentro del perímetro delegacional, paseo de la reforma esquina con Manuel González



3

INTRODUCCION. En los últimos años la generación, transformación y distribución de la energía no ha sufrido grandes cambios, por lo que no dejarán de existir subestaciones eléctricas como las conocidas actualmente, quizás principalmente con algunas variantes constructivas en el equipo derivadas del desarrollo tecnológico y de la apertura comercial que se está presentando a nivel mundial. En el corto y mediano plazo la transmisión y distribución de la energía eléctrica probablemente no sufran cambios sustanciales, por lo que se puede decir que, en principio los aspectos relacionados con el diseño de subestaciones eléctricas serán más o menos convencionales, excepto que habrá que considerar la incorporación de algunas herramientas que ayuden a optimizar el trabajo de diseño, siendo la computadora digital una de las más importantes. En los sistemas de distribución existen las llamadas subestaciones eléctricas compactas tienen como objetivo transformar, controlar y regular la energía eléctrica. Este tipo de subestaciones eléctricas, se usan en industrias menores, edificios de apartamentos y comercios principalmente. Presentan ciertas ventajas tales como: El reducido espacio que ocupan, proporcionan el máximo de seguridad al estar cubiertas las partes energizadas y pueden ser removidas según sea necesario. Otro punto importante, es que también más usuarios requieren de continuidad en el suministro de energía eléctrica y una manera de lograrlo es el de tener el suministro en mediana tensión (13.8, 23 y 34.5 kV), ya que en estos voltajes se tiene una mayor continuidad. El término Subestación Compacta se refiere a que dentro de la instalación eléctrica no hay otras etapas de transformación de voltaje, esto quiere decir, que únicamente existe una etapa de transformación, en este caso en los voltajes mencionados anteriormente a voltajes de 480/220/127V. Un mal diseño, planeación, construcción y operación de una subestación compacta, puede causar problemas severos tanto al sistema eléctrico, como el usuario es por eso que se debe de tener buenos fundamentos para el diseño de dichas subestaciones a si como seleccionar correctamente los elementos que la componen. La intención de este trabajo de tesis es tener los conocimientos adecuados que nos permita conocer ciertas características que conforman la subestación eléctrica compacta así como las consideraciones para el diseño y es importante tener los conocimientos bien establecidos de cada elemento para obtener un diseño adecuado; este proyecto especifica las características, funcionamiento y la manera de calcular cada elemento de la subestación eléctrica compacta como es el transformador, barras, equipos de protección, apartarrayos, sistema de puesta a tierra (malla), coordinación de protecciones para el transformador; así como la coordinación de aislamiento y las diferentes opciones de selección de elementos que componen dicha subestación que suministrara energía al sistema de bombeo de aguas residuales. Además del uso de software de diseño enfocados a la ingeniería eléctrica como son: Calculo de corto circuito (ASP), Coordinacion de protecciones (CYMTCC), Diseño de sistemas de puesta a tierra (CYMGrd).



4

1. GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

En varias ocasiones se observa que la energía eléctrica, que es necesario suministrar a una instalación eléctrica ya sea industrial o comercial, puede ser voltajes de alimentación que son muy altos para cargas que las constituyen, por este motivo es necesario convertir o transformar los valores de alimentación a niveles adecuados utilizables directamente por las cargas dentro de sus rangos de alimentación. Para esta transformación de energía eléctrica de un nivel de voltaje a otro más adecuado se usa un conjunto de equipos que no solo transforman sino también controlan y regulan la energía eléctrica y que recibe el nombre de subestación eléctrica. Así entonces, la subestación eléctrica es un conjunto de aparatos y circuitos que tiene la función de modificar los parámetros de la energía eléctrica, como son la tensión y la corriente, y de proveer un medio de interconexión entre las diferentes líneas de un sistema. Los elementos que constituyen una subestación eléctrica se deben especificar y seleccionar considerando las mayores exigencias a que son sometidos durante su operación, siendo las más importantes las debidas a sobretensiones y sobrecorrientes.

Para el caso específico de instalaciones industriales dentro de la clasificación general de las subestaciones eléctricas son las denominadas compactas y abiertas.

Las llamadas subestaciones eléctricas unitarias compactas, se usan en industrias menores, edificios de apartamentos y comercios principalmente. Presentan ciertas ventajas tales como: el reducido espacio que ocupan, proporcionan el máximo de seguridad al estar cubiertas las partes energizadas y pueden ser removidas según sea necesario. Otro punto importante, es que también más usuarios requieren de continuidad en el suministro de energía eléctrica y una manera de lograrlo es el tener el suministro en mediana tensión (13.8, 23 y 34.5 kV), ya que en estos voltajes se tiene una mayor continuidad. El termino Subestación Unitaria se refieres a que dentro de la instalación eléctrica no hay otras etapas de transformación de voltaje, esto quiere decir, que únicamente existe una etapa de transformación, en este caso en los voltajes mencionados anteriormente a voltajes de 127/220/440 V.

El diseñar una subestación eléctrica requiere procesar una gran cantidad de datos, que van desde diseñar toda la instalación eléctrica ó nada más la subestación, además de que se deben de seleccionar los dispositivos que existen comercialmente.

Las consideraciones anteriores conducen a la necesidad de contar con un metodología de referencia que permita disponer tanto de los elementos para el diseño de subestaciones eléctricas como con algún tipo de “Software”; con el objeto que desde un punto de vista práctico, al ingeniero en ejercicio le sirva de apoyo directo y confiable, y al estudiante del tema le de una información lo más cercana a la realidad basada en conceptos de la Ingeniería Eléctrica y dirigidos fundamentalmente a la solución de los problemas que se presentan al diseñar una subestación eléctrica.



5

1.1. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Dentro de los sistemas eléctricos existe una clasificación de las subestaciones eléctricas y ésta se puede hacer por la función que realiza, otro tipo de clasificación que se hace es por el tipo de instalación que tiene la subestación.

Clasificación por la función que realiza Subestaciones en las plantas generadoras o centrales. Estas modifican los parámetros de la potencia suministrados por los generadores para permitir la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión, los generadores proporcionan una potencia entre 5 y 25 kV y la elevan a 69, 85, 115, 230, 400 kV. Subestaciones receptoras primarias. Estas son alimentadas por las líneas de transmisión y reducen la tensión a valores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o las redes de distribución estos valores son de 115, 85, 69, 34.5, 23 y 13.2 kV. Subestaciones receptoras secundarias. Estas son alimentadas por las redes de subtransmisión y suministrada la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 a 4.16 kV. Subestaciones compactas. Estas son alimentadas por las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 a 13.8 kV y en un rango de potencia de 112.5 a 10000 kVA.

Clasificación por el tipo de instalación. Subestaciones tipo intemperie. Son aquellas que son construidas a la intemperie y que requieren un diseño que pueden soportar las inclemencias del tiempo. Subestaciones tipo interior. Son aquellas que están diseñadas para operar en interiores.



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1.2. PARTES TÍPICAS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA COMPACTA. Es importante conocer los elementos principales que constituyen una subestación eléctrica, así como la función que desempeñan. Las partes típicas que componen una subestación eléctrica se muestra en el siguiente diagrama unifilar. Cabe mencionar que dependiendo de las necesidades del usuario el arreglo de la subestación se puede agregar o quitar algunos componentes.

ACOMETIDATRIFASICASUBTERRANEA23 KV, 3F

M3x1000 A.D.1000 AM.

(65 KA)

SUBESTACIÓN COMPACTA, 500 KVA, MCA.; AMBAR NEMA 3R

INTERRUPTOR GENERALGABINETE AUTOSOPORTADO

NEMA 3R SQUARE D

60 AMP.

23 KV/440-220 VCA500 KVA

60 HZZ= 6.0%ENFRIAMIENTO TIPO "OA"

8T-PVCE-75 mm Ø

BPAT

BPAT

TRANSFORMADOR

III

II

I

IV

V

VI

Figura 1. Diagrama unifilar de las partes que componen una subestación eléctrica

compacta.

Descripción de las Secciones

I. Acometida. Se le denomina a la alimentación de la tensión que proporciona la compañía suministradora de energía eléctrica. II. Apartarrayos y cuchilla fusible. Tienen como objetivo de proteger a la subestación. Como se sabe el fusible es el último dispositivo en operar en caso de que todas las demás protecciones fallen durante alguna falla que se presente en el sistema. El apartarrayos tiene como función limitar las sobretensiones, ya sean por maniobras ó descargas atmosféricas.



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III. Equipo de medición. Este equipo consiste de voltímetros, amperímetros, wáttmetros y vármetros, en algunos casos se instalan instrumentos registradores y analizadores de redes. Todo este equipo lo proporciona e instala la compañía suministradora (CFE). IV. Cuchillas Desconectadoras. Éstas se utilizan para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica ya sea para llevar a cabo maniobras o para darle mantenimiento a la subestación, esto permite brindar seguridad al personal cuando labora dentro de la subestación, éstas deben de operarse en vacío ya que carecen de una característica de capacidad interruptiva especifica. V. Transformador. Este es el elemento primordial y su función principal es de reducir la tensión de alimentación de la compañía suministradora a una tensión de utilización de las cargas. VI. Interruptor principal del secundario. Este se encuentra en el tablero de baja tensión, el cual protege a los circuitos derivados. Otros dispositivos. VII. Aisladores de soporte. Se emplean como elementos de montaje y sujeción de barras y conductores, esto son de dos tipos: De soporte y de suspensión. VIII. Barras alimentadoras. Estas sirven para alimentar los diferentes elementos de la subestación. IX. Conexión a tierra. Es utilizada para conectar al sistema de tierras los apartarrayos, banco de capacitores, reactores y el transformador con conexión en Delta/Estrella aterrizado en caso de alguna falla, y en caso de que existiesen gabinetes aterrizarlos. X. Alimentadores. Se emplean para la alimentación de una subestación bajo ciertos casos como si el transformador se encontrase en otro lugar diferente donde se encuentre la subestación.



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2. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS. Una Subestación compacta es alimentada por las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 13.8 y 34.5 kV y que reducen la tensión en un rango de 0.480 a 0.22 kV, dependiendo de las características del sistema ya que pueden haber una o más etapas de transformación.. Al igual que las grandes subestaciones eléctricas, existen subestaciones compactas de hexafluoruro de azufre y que hacen que se reduzca aún mas el espacio requerido para su instalación, aquí se debe de considerar dos aspectos fundamentalmente que es el espacio disponible para su ubicación y el costo que pueda tener, estos dos factores son los que determinarán si vale la pena instalar este tipo de subestación. Para el diseño de la subestación compacta se requiere conocer el valor de la corriente de cortocircuito, la tensión de la acometida, los kVA instalados, los kVA demandados, el tipo de carga y la zona de ubicación en la que se encontrará la subestación. En este proyecto terminal se pretende trabajar con un rango de tensión de la acometida que van desde 4.16 a 34.5 kV, para una capacidad de 112.5 a 5000 kVA. Con los datos anteriores se pretende diseñar la subestación compacta y para diseñar correctamente se deben de dimensionar adecuadamente los componentes contenidos en las secciones II, IV, V, VI, VII, VIII, X, XI, XII y XIII. Estas secciones se detallaran más adelante, para la correcta selección de los elementos que la integran, para garantizar seguridad durante su operación bajo condiciones normales y de falla. Cabe señalar que el dimensionamiento de la subestación consiste en determinar, entre otros aspectos, las distancias que deben de existir entre las diferentes partes de la subestación, talas como: distancias a tierra, entre fases, de aislamientos, entre secciones y de los gabinetes. Los gabinetes son de laminas de acero rolada en frío calibre No. 12 (2.78 mm) de espesor y pintadas de color gris. Otro punto importante a considerar en el diseño de las subestaciones eléctricas compactas es la determinación de los esfuerzos mecánicos y térmicos que se presentan durante una falla, ya que las barras y los aisladores deben de soportar los efectos derivados de ellos, mientras operan los sistemas de protección. También es importante hacer una buena coordinación de aislamiento para evitar daños a las máquinas y aparatos eléctricos por efectos de sobretensiones, ya sean de tipo atmosférico ó por maniobras de interruptores. 2.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA. En un sistema eléctrico existen tres aspectos relacionados con su operación y se debe ser considerado en el diseño del mismo.



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1. La que se conoce como la operación normal del sistema que significa que no existen fallas por corto circuito o circuitos abiertos. 2. La prevención de fallas que significan que dentro de los límites económicos permisibles se debe diseñar con un alto índice de confiabilidad, o sea, un bajo índice de fallas lo cual es deseable en la mayoría de los casos. 3. Partiendo de las bases no es posible evitar que ocurran fallas, por lo que es necesario adoptar medidas tendientes a reducir los efectos de las mismas. Por esta razón es importante conocer la magnitud de la corriente de cortocircuito para poder seleccionar los materiales y equipos adecuados que puedan soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos durante el tiempo que se libera la falla. 2.1.1 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. Desde el punto de vista de una subestación es conveniente saber en que nivel es parte para la realización de estos estudios ya que cualquier caso de subestación eléctrica es parte integrante del sistema eléctrico. Aplicaciones del estudio de cortocircuito En general se puede mencionar que un estudio de cortocircuito sirve para:

Determinar las características interruptivas de los elementos de desconexión de la corriente de cortocircuito, como son: interruptores, fusibles, restauradores y fusibles de potencia.

Realizar el estudio para la selección y coordinación de los dispositivos de protección

contra corrientes de cortocircuito.

Hacer los estudios térmicos y dinámicos debido a los efectos de corriente de cortocircuito en algunos elementos de las instalaciones como son sistemas de barras, tableros, cables, buses de fase aislada, etc.

Relacionar los efectos del corto circuito con otros estudios de sistemas como por

ejemplo los estudios de estabilidad. En función de lo anterior se observa que es importante para cualquier instalación eléctrica hacer el estudio de corto circuito por lo que es necesario saber en principio que elementos interviene y en que forma así como el nivel de detalle requerido en cada caso. Existen diferentes métodos para cálculo del cortocircuito en las instalaciones eléctricas, un método apropiado es el de las tres redes descrito en el libro Elements of Power System Analysis.



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2.1.2 PUESTA A TIERRA. La puesta a tierra se define como una forma de conexión entre partes conductoras del equipo y una referencia fija de potencial cero (normalmente la tierra física ó suelo). Esta medida siempre es aconsejable en función de proveer un mecanismo de protección tanto a los equipos como al personal que labora con ellos. La eficiencia de esta puesta a tierra dependerá fundamentalmente de dos aspectos:

Método de aterrizamiento utilizado. Las características de la referencia de potencial cero (red de tierra).

Los sistemas y circuitos conductores son puestos a tierra para limitar las sobretensiones debidas a descarga atmosféricas, a fenómenos transitorios en el propio circuito o a contactos accidentales con líneas de mayor tensión así como para estabilizar la tensión a tierra en condiciones normales de operación. Los sistemas y circuitos conductores se ponen a tierra de manera sólida para facilitar la acción de los dispositivos de sobrecorriente en caso de falla a tierra. Adicionalmente el sistema de conexión a tierra es un requisito del NEC (National Electrc Code), para proteger adecuadamente al personal que tiene acceso al sistema bajo análisis. La puesta a tierra de los materiales conductores que encierran a los conductores y equipos ó que forman parte de éstos se hace para limitar la tensión a tierra de tales partes conductoras y para facilitar la acción de los dispositivos de protección contra sobrecorriente, en caso de falla a tierra. Los sistemas de conexión a tierra aseguran una mayor vida del aislante de motores, transformadores y otros componentes mediante la supresión de sobrecorrientes transitorias y continuas. Las prácticas expuestas aquí son principalmente aplicables a sistemas industriales de potencia que distribuyen y utilizan energía en mediano o bajo voltaje. Sin embargo, tiene que considerarse adicionalmente restricciones de normas aplicables (como el NEC), necesidades particulares de servicio y la experiencia del grupo de ingeniería. Donde el sistema industrial de potencia incluye sus propios equipos de generación, pueden aplicarse los mismos conceptos que los empleados en los centros de generación de la red de potencia. Los métodos de aterrizamiento generalmente tendrían semejanzas bajo las mismas condiciones de servicio. Sin embargo, el caso industrial, las consideraciones a tomar referentes a la forma de aterrizamiento pueden ser influenciadas por: 1) Ubicación con respecto al gran sistema interconectado. 2) Características individuales del generador. 3) Requisitos de suministro de energía de los procesos industriales. Para tener una puesta a tierra se debe de contar con una red de tierras con las características que marca la NOM-001-SEDE 2005, en su artículo 924 Subestaciones y 250 Puesta a tierra. Para realizar el cálculo manual de la red de tierras consultar las normas: ANSI/IEEE std 80-1986 y IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding.



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2.1.2.1. ATERRIZAMIENTO DE LOS GABINETES. En el diseño de las subestaciones eléctrica unitarias se debe de considerar el aterrizamiento de los gabinetes, debido a que los gabinetes representa el medio de seguridad entre la subestación y las personas y que para evitar que existan diferencias de potenciales y poner en peligro la integridad de las personas. Para lograr establecer el criterio del aterrizamiento de las barras se basa en la norma oficial mexicana y en catálogos de fabricante tabla 2, el objetivo es determinar mediante la capacidad o ajuste del dispositivo de protección el área transversal del conductor y con el área transversal del conductor buscar las soleras de cobre electrolítico existentes en el mercado que tendrá la misma capacidad de soportar la corriente de falla. La norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, en el artículo 250-95, establece el tamaño nominal del conductor de puesta a tierra del conductor y que textualmente lo siguiente: Tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo. El tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo, de cobre o aluminio, no debe ser inferior a lo especificado en la Tabla 1. Cuando haya conductores en paralelo en varias canalizaciones o cables, como se permite en la sección 310-4, el conductor de puesta a tierra de equipo, cuando exista, debe estar instalado en paralelo. Cada conductor de puesta a tierra de equipo instalado en paralelo debe tener un tamaño nominal seleccionado sobre la base de la corriente eléctrica nominal del dispositivo de protección contra sobrecorriente que proteja los conductores del circuito en la canalización o cable, según la Tabla 1. Cuando se usen varios grupos de conductores de entrada a la acometida, como permite la Sección 230-40 Excepción 2, la sección transversal equivalente del mayor conductor de entrada a la acometida se debe calcular por la mayor suma de las secciones transversales de los conductores de cada grupo. Cuando no haya conductores de entrada a la acometida, la sección transversal del conductor al electrodo de puesta a tierra se debe calcular por la sección transversal equivalente del mayor conductor de entrada a la acometida de acuerdo con la corriente eléctrica de carga calculada. Si el dispositivo de sobrecorriente consiste en un interruptor automático de disparo instantáneo o un protector de motor contra cortocircuitos, como se permite en 430-52, el tamaño nominal del conductor de puesta a tierra de equipo se puede seleccionar de acuerdo con la capacidad nominal del dispositivo de protección del motor contra sobrecorriente, pero no debe ser inferior a lo especificado en la Tabla 1.



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Tabla 1.Tamaño nominal mínimo de los conductores de tierra para canalizaciones y equipos.

Capacidad o ajuste máximo del dispositivo automático

de protección contra sobrecorriente en el circuito

antes de los equipos, canalizaciones, etc.

(A)

Tamaño nominal mm2 (AWG o kcmil)

Cable de cobre Cable de aluminio

15 20 30 40 60

100 200 300 400 500 600 800

1000 1200 1600 2000 2500 3000 4000 5000 6000

2,082 (14) 3,307 (12) 5,26 (10) 5,26 (10) 5,26 (10) 8,367 (8) 13,3 (6)

21,15 (4) 33,62 (2) 33,62 (2) 42,41 (1)

53,48 (1/0) 67,43 (2/0) 85,01 (3/0) 107,2 (4/0) 126,7 (250) 177,3 (350) 202,7 (400) 253,4 (500) 354,7 (700)

405,37 (800)

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

13,3 (6) 21,15 (4) 33,62 (2) 42,41 (1)

53,48 (1/0) 67,43 (2/0) 85,01 (3/0) 107,2 (4/0) 126,7 (250) 177,3 (350) 202,7 (400) 304 (600) 304 (600)

405,37 (800) 608 (1200) 608 (1200)

Véase limitaciones a la instalación en 250-92(a)Nota: Para cumplir lo establecido en 250-51, los conductores de tierra de los equipos podrían ser de mayor tamaño que lo especificado en este Tabla.

Fuente: Norma oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, de instalaciones eléctricas (Utilización)

Tabla 2. Dimensiones de solera de cobre electrolítico. (Cantos redondeados mm²).



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3. EL TRANSFORMADOR. El transformador es el elemento más importante de la subestación eléctrica, ya que tiene la función primordial de reducir el voltaje de alimentación de la compañía suministradora a la tensión de utilización de la carga. Desde el punto de vista de su construcción, que normalmente está relacionado con su potencia (capacidad), Los transformadores pueden ser:

De tipo interior o intemperie. De montaje en poste o piso.

Y clasificados de acuerdo a su tipo de enfriamiento:

Tipo seco (enfriamiento por aire). A Enfriamiento por aceite o aire. OA Enfriamiento por aceite y aire con circulación de aire forzado. OA/FA Enfriamiento por aceite y aire con circulación de aceite forzado. OA/FOA

Las principales características a especificar son las siguientes:



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Potencia o capacidad del transformador. Se determina a partir de la potencia instalada y los factores de demanda y utilización. Esta potencia se expresa normalmente en kVA y debe entregar por un tiempo especificado en condiciones de frecuencia y voltaje de diseño sin exceder los límites de temperatura que establece la norma y para que el caso de los transformadores en aceite, está temperatura en los devanados no debe exceder de 65°C sobre una temperatura ambiente promedio de 30°C y máxima de 40°C. Cuando la temperatura ambiente promedio máxima excede los valores indicados, pero sin ser mayor a la promedio de 30°C y opera a 1000 m.s.n.m. para la cual se diseñan, como se sabe a altitudes superiores a las de diseño, el aire se enrarece y la capacidad de disipación de calor disminuye, y por lo tanto su capacidad en un valor aproximadamente de 0.45 por cada 100 m en exceso de los 1000 m. Se pueden operar también los transformadores a sus capacidades normales a alturas superiores a las de 1000 m.s.n.m. siempre que la temperatura ambiente promedio máxima no exceda de 3°C/1000 m por debajo de 30°C. Impedancia. Es una de las características de placa de los transformadores, su valor se expresa en porciento y representa la caída de voltaje para el circuito equivalente del transformador. Este valor de impedancia permite: 1) Calcular el valor de la regulación. 2) Intervenir para el cálculo de las corrientes de cortocircuito. 3) Analizar las condiciones de operación en paralelo con otros transformadores. Conexión primaria y secundaria. Por lo general la alimentación se realiza con conexión con el neutro aterrizado. Frecuencia de operación. En México la frecuencia de operación es de 60 Hz. Accesorios. Se deben especificar los accesorios especiales para el transformador según su capacidad, estos accesorios pueden ser entre otros: termómetro indicador de la temperatura interior, cambiador de derivaciones, tanque conservador, indicador de nivel de aceite, ganchos de sujeción, posición de las gargantas (para subestaciones compactas), etc.

Voltajes primario y secundario (relación de transformación). Tipo de enfriamiento. Tipo de servicio.



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Figura 2. Transformador tipo subestación. 3.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. La capacidad del transformador se determina a partir de la potencia instalada y de los factores de demanda y diversidad. El procedimiento de cálculo es el siguiente:

INSTALADOS

DEMANDADOS

kVAkVAversidadFactordedi =

Donde:

• kVA instalados: Potencia resultante de la sumatoria de todas las potencias de las cargas conectadas.

• kVA demandado: Potencia máxima de utilización en un período de tiempo dado y se calcula con la siguiente expresión.

demandadeFactorkVAkVA INSTALADOSDEMANDADOS *=

• Factor de demanda: Potencia máxima de utilización expresada en decimal.

diversidaddeFactorocrecimientdeFactorkVAdortransformadelCapacidad INSTALADOS * =

Donde:

• Capacidad del transformador: Potencia del transformador expresado en kVA. • Factor de crecimiento: Potencia de reserva para ser utilizada en el futuro.



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3.2 CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL Y MÁXIMA. Para determinar las corrientes del transformador, es necesario contar con los siguientes datos del transformador.

• Potencia en kVA’s. • Voltajes primario y secundario en kV. • Impedancia en P.U. • Elevación de temperatura. • Tipo de conexión.

3.2.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL DEL TRANSFORMADOR. Las fórmulas para determinar las corrientes a plena carga del transformador son las siguientes:

PRIMARIO

PRIMARIO

kVkVAIpc

*3=

SECUNDARIO

SECUNDARIA

kVkVAIpc

*3=

Donde:

• Ipc: Corriente a plena carga del devanado primario del transformador. • Ipc: Corriente a plena carga del devanado secundario del transformador. • kV: Voltaje nominal del devanado primario del transformador. • kV: Voltaje del devanado secundario del transformador. • kVA: Potencia nominal del transformador.

3.2.2. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE SEGURIDAD O CAPACIDAD DE SOBRECARGA MÁXIMA DE UN TRANSFORMADOR. Este factor se determina a partir de las características de enfriamiento y elevación de temperatura propias del transformador y nos indica el porcentaje máximo de sobrecorrientes que puede circular por él sin que se dañe. Factor de seguridad = Factor de enfriamiento * Factor de temperatura Donde:

• El factor de enfriamiento se obtiene de la tabla 3, ó de los datos del fabricante, de acuerdo al tipo de transformador.

• El factor de temperatura se obtiene de la tabla 3, ó de los datos del fabricante, de acuerdo a la elevación de temperatura del transformador.



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Tabla 3. Capacidad de sobrecarga. Tipo de

transformador. Capacidad

(kVA’s). Enfriamiento. Temperatura.

Tipo. Factor (FE). Elevación. Factor (FET).

Seco.

<2,500

AA

FA

1.00

1.30

150°C.

1.00

Centro de carga.

<2,500

OA

1.00

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

<500

FA

1.00

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

>500

2,000

FA

1.15

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

>2,000

2,500

FA

1.25

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

Subestación primaria.

OA

1.00

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

FA

1.33

55/65 °C

65°C

1.12

1.00

FOA

1.67

55/65 °C

65°C

1.12

1.00



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Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems. 3.2.3 CÁLCULO DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR. La corriente máxima es aquella que puede circular por el transformador sin causar sobrecalentamiento o daño y se obtiene de la siguiente expresión:

seguridaddeFactorII PCreferidaMAX *= Donde: IMAX= Corriente máxima. 3.2.4 LÍMITES DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES. 3.2.4.1 CURVA DE DAÑO O CURVA ANSI. Esta curva representa la máxima capacidad del transformador para soportar los esfuerzos dinámicos y térmicos ocasionados por la corriente de cortocircuito sin sufrir daño. Para calcular la curva ANSI los transformadores se clasifican en cuatro categorías de acuerdo a la tabla 4.

Tabla 4. Clasificación de transformadores para el cálculo de la curva de daño.

Categoria. Potencia nominal en placa (kVA).

Monofásico Trifásico.

I 5-500 15-500

II 501-1,667 501-5,000

III 1,668-10,000 5,001-30,000

IV Más de 10,000 Más de 30,000

Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems. Para calcular la curva ANSI de los transformadores de las categorías anteriores se utilizan las curvas de la tabla 4. y datos de la tabla 5.



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Tabla 5. Parámetros para el cálculo de los puntos de la curva ANSI.

Punto. Categoría del

transformador. Tiempo (seg). Corriente (A).

1 I

II

III,IV

1,250 (ZT)²

2

2

IPC/ZT

IPC/ZT

IPC/(ZT+ZS)

2 II

III,IV

4.08

8

(0.71* IPC)/ZT

(0.5*IPC)/(ZT+ZS)

3 II

III,IV

2,551 (ZT)²

5,000 (ZT+Zs)²

(0.71* IPC)/ZT

(0.5*IPC)/(ZT+ZS)

4 I,II,III,IV. 50 5* IPC

Fuente: ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems. Donde: ZT: Impedancia del transformador en por unidad (p.u.) referida a la potencia nominal del transformador en OA. Zs: Impedancia de la fuente en p.u. referidos a los kVA del transformador en OA. IPC: Corriente a plena carga del transformador en amperes en base a su potencia en OA.

3.2.4.2. LÍMITE NEC. El NEC establece los límites permisibles para el ajuste máximo de corriente de disparo mínimo (IDM) al cual debe de actuar la protección de sobrecorriente de los devanados primario y secundario de los transformadores. Estos limites se presentan en la tabla 6 en porcentaje de la corriente nominal del transformador (INT). Se supone que la protección debe ajustarse de tal manera que opere por debajo de tales límites como sea posible, para que la duración de la falla sea límite y se alargue la vida del transformador es decir:

LimiteNECDMNT III ≤≤



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Tabla 6. Corriente de ajuste máximo para el disparo mínimo por sobrecarga de interruptores y fusibles en función del valor de la impedancia del transformador (ZT) y

de sus voltajes primario y secundario.

Máximo ajuste para el dispositivo de protección contra sobrecorriente

Primario Secundario

Más de 600 V Más de 600 V 600 V o menos

Impedancia del

transformador

Ajuste del interruptor automático

Capacidad del fusible

Ajuste del interruptor automático

Capacidad del fusible

Ajuste del interruptor

automático o capacidad del

fusible

No-más del 6%

Más del 6% y no más del

10%

600%

400%

300%

300%

300%

250%

250%

225%

125%

125%

Fuente: IEEE STD 141-1993, Recommended practice for electric power distribution for industrial plants. 3.2.4.3. CAPACIDAD DE SOBRECARGA. Los transformadores en general tienen una gran capacidad de sobrecarga que depende de varios factores como son: el tipo de enfriamiento, la temperatura de diseño, la temperatura media anual, la gráfica de carga, la temperatura de punto más caliente, etc. La sobrecarga se puede determinar por la norma NOM-J-409, para todos los enfriamientos y diversas condiciones de operación. La selección de los transformadores en todos los casos debe realizarse considerando su capacidad de sobrecarga. La tabla 3 proporciona los factores de enfriamiento (FE) y de elevación de temperatura (FET), los cuales al multiplicarse por la corriente a plena carga dan la corriente de sobrecarga permitida por el transformador o subestación. 3.2.4.4. PUNTO DE MAGNETIZACIÓN (INRUSH). Este punto representa el salto de corriente que se produce al energizar un transformador, cuando la corriente de magnetización es muy grande debido a que aún no se establece el flujo opuesto en el núcleo.



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El punto de magnetización es variable porque depende del magnetismo residual en el transformador y del punto en la onda de voltaje al instante en que ocurre la energización. La corriente de magnetización se expresa como múltiplo de la corriente del transformador y varía en función de la potencia de éste como indica la tabla 7.

Tabla 7. Múltiplos de la corriente de magnetización (IM).

Potencia del transformador (kVA). IM

Múltiplos (INT).

kVA 1,500 8

1,500 < kVA < 3,750 10

3,750 kVA. 12

Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems. Donde: IM= Múltiplos de INT. 4. BARRAS. Se llaman barras colectoras al conjunto de conductores eléctricos que se utilizan como conexión común de los diferentes circuitos de que costa una subestación. Los circuitos que se conectan o derivan de las barras pueden ser generadores, líneas de transmisión, bancos de transformadores, bancos de tierras, etc. En una subestación se puede tener uno o varios juegos de barras que agrupen diferentes circuitos en uno o varios niveles de voltaje, dependiendo el propio diseño de la subestación. Las barras colectoras están formadas principalmente de los siguientes elementos: a) Conductores eléctricos. b) Aisladores: que sirven de elemento aislante eléctrico y de soporte mecánico del conductor. c) Conectores y herrajes: sirven para unir los diferentes tramos de conductores y para sujetar el conductor. El diseño se hace con bases en los esfuerzos estáticos y dinámicos a que están sometidas las barras, y según las necesidades de conducción de corriente, disposiciones físicas, etc. La selección final de las barras se hacen atendiendo aspectos económicos, materiales existentes en el mercado y normas establecidas.



22

El elemento principal de que se componen las barras colectoras es el conductor eléctrico que llamaremos barra. Cada juego de barras consta de tantos conductores como fase o polos que componen el circuito, ya sea que tenga corriente alterna o directa. 4.1. TIPO DE BARRAS. Los tipos normalmente usados son los siguientes:

a) CABLES. El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Es el tipo de barras más comúnmente usado. También se han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequeña capacidad. Los materiales mas usados para cables son de cobre y el aluminio reforzados con acero (ACSR). Este último tiene alta resistencia mecánica, buena conductividad eléctrica y bajo peso. b) TUBOS. Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades de corriente, especialmente en subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas. El uso de tubo en subestaciones compactas resultan más económico que el uso de otro tipo de barras. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiere estructuras más ligeras. Los materiales más usados para tubos son el cobre y el aluminio. La selección del tamaño y peso de los tubos se hacen con base en la capacidad de conducción de corriente y de su deflexión. Generalmente el factor determinante en el diseño de barras tubulares es la deflexión. En la mayoría de los casos se usan diámetros mayores que los necesarios para la conducción de corriente, con lo que se obtiene un aumento en la longitud de los claros y, por lo tanto, una reducción en el numero de soportes, y así se disminuyen además las pérdidas por efecto corona. c) SOLERAS ELECTROLÍTICAS. La barra más comúnmente utilizadas para conducir grandes magnitudes de corriente (especialmente en interiores) es la solera electrolítica de cobre o de aluminio. La posición vertical de las soleras es la forma más eficiente para conducción de corrientes, tanto alterna como directa, debido a su mejor ventilación, ya sea que se usen por separado o en grupos, espaciándolas para dejar circular el aire y mejorar la ventilación. Cuando se agrupan varias soleras en forma laminar, la eficiencia de conducción de corriente por unidad de sección transversal es menor que cuando se usa una sola solera. 4.2. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE RELATIVA En la tabla 8 se utiliza para conductores con el mismo diámetro y sección de metal, con diferentes valores de conductividad y de una temperatura de 70°C.



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Tabla 8. Capacidad de conducción de corrientes de barras.

Material. Conductividad (%). Capacidad de corriente

relativa.

Cobre. 100 1.00

Aleaciones de cobre. 95

90

85

80

70

0.98

0.96

0.94

0.91

0.86

Aluminio. 61 0.78

Aleaciones de aluminio. 55

50

0.74

0.71

Fuente: Raúl, José Martín (1987). Diseño de subestaciones eléctrica, México, Mc Grall-Hill, Pág. 133. 4.3. ACCESORIOS DE LAS BARRAS COLECTORAS. Son todos aquellos elementos que nos sirven para unir elementos conductores, fijarlos a los aisladores y absorber los esfuerzos mecánicos de diferentes tipos que existen en las instalaciones de barras conductoras. Los accesorios más usados en la instalación de las barras son:

a) Conectores: Sirven para conectar los diferentes tramos de tubo que forman una barra, entre el juego de barras y las derivaciones a los aparatos. Los conectores pueden ser de diversos tipos (rectos, T, codos, etc.) y además pueden ser soldados, atornillados o de compresión.



24

Figura 3. Conector recto para unir dos barras.

Figura 4. Conector tipo “T” para derivar de barra a cable.

Figura 5. Conector tipo “codo” para barras de aluminio.



25

Cuando se usan conexiones soldadas se tienen las siguientes ventajas:

1.- Son más económicas que las atornilladas a medida que crecen las subestaciones en tamaño. 2.- Las soldadas son más confiables. 3.- No hay que perder tiempo por trámites de compras.

b) Juntas de expansión: Están formadas por conductores flexibles que sirven para absorber las expansiones térmicas de las barras. Se deben instalar a la llegada de las barras al equipo pesado, para evitar esfuerzo en las boquillas de entrada en dicho equipo. El tipo de junta que se escoja dependerá del equipo y de la disposición de la instalación adoptada.

Figura 6. Junta de expansión tipo “FE” de barra a terminal de conexión.

Figura 7. Junta de expansión tipo “J” Trencilla plana.

c) Herrajes: Sirven para la fijación o soporte de las barras sobre los aisladores los herrajes usados en barras colectoras de tubo o solera son los siguientes tipos: 1.- Soporte de anclaje (clemas fijas). 2.- Soportes deslizante sobre los que resbala el conductor al dilatarse.



26

En las siguientes tablas se muestran las propiedades físicas de los diferentes tipos de barras.

Tabla 9. Propiedades físicas de los cables de cobre. Cobre recocido con conductividad de 100 %.

Tipo recocido.

Cap. De conducción de corriente (A).

MCM AWG N. de alambres

Diámetro alambre

(mm).

Diámetro del cable

(mm).

Area

(mm²)

Peso kg/km

Resist. Max. 20°C.

Carga Max.

Interior.

30°C.

Exterior.

30°C.

26.25 6 7 1.554 4.115 13.30 118.30 1.296 360 --- ---

41.74 4 7 1.961 5.189 21.15 188.0 0.815 572 100 135

66.37 2 7 2.474 6.543 33.62 299.0 0.512 910 135 185

105.5 1/0 77 1.892 8.252 53.48 475.4 0.322 1391 184 248

133.1 2/0 7 2.126 9.266 67.43 599.5 0.255 1754 216 286

167.5 3/0 7 2.388 10.404 85.01 755.9 0.203 2212 250 335

211.6 4/0 7 2.680 11.684 107.20 953.2 0.161 2789 296 388

250 ----- 12 3.665 15.240 126.64 1148.6 0.138 3295 331 434

500 ----- 19 4.120 20.590 253.35 2297.5 0.069 6591 525 670

Fuente: Raúl, José Martín (1987). Diseño de subestaciones eléctrica, México, Mc Grall-Hill, Pág. 135.



27

Tabla 10. Propiedades de los tubos de cobre estándar. Tubos de cobre al 98% de conductividad.

Diámetro nominal.

Diametro del

tubo.

(cm)-

Capacidad de conducción de corriente 30°C.

Pulg. cm² Ext. Int. Grueso pared

(cm²)

Area

(cm²)

Peso

Kg/m

Resistencia

20°C

Microohms

por metro

Interior Intemperie

¾ 2.0 2.667 2.087 0.298 2.162 1.93 81.31 512 680

1 2.5 3.340 2.697 0.321 3.046 2.73 57.72 675 860

1 ¼ 3.2 4.216 3.474 0.370 4.478 3.98 39.26 875 1130

1 ½ 4.0 4.826 4.064 0.381 5.319 4.74 33.06 1025 1285

2 5.0 6.032 5.237 0.398 7.036 6.26 24.99 1300 1585

2 ½ 6.0 7.302 6.350 0.476 10.210 9.10 17.22 1700 2010




28

Tabla 11. Propiedades de las soleras electrolíticas.

Dimensiones.

Peso

Kg/m.

Resistencia 20°C

Microohms por metro.

Espesor. Ancho.

Pulg. cm. Pulg. cm. MCM cm²

Soleras de cobre.

¼

0.6 2

2 ½

3

4

5

5.0

6.0

8.0

10.0

12.5

636.6

795.8

955.0

1273

1592

3.225

4.031

4.837

6.450

8.062

2.88

3.60

4.33

5.77

7.21

54.18

43.32

36.11

27.06

21.64

Soleras de aluminio.

¼

0.6

3

4

5

8

10.0

12.5

955

1237

1592

4.837

6.450

8.062

1.30

1.74

2.18

58.41

43.82

35.06




29

Tabla 12. Corrientes en barras rectangulares y distancias mínima entre fases y tierra.

Fuente: Manual de datos técnicos Selmec 1992 15ª edición, México, Pág. 22. 4.4. FACTORES PRIMARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS. 4.4.1. CARGAS ESTÁTICAS. Se definen como cargas estáticas todas las que actúan sobre las barras, en forma constante y que son consideradas en el diseño en forma vertical. - Peso del conductor. Es debido a su mismo peso y a los accesorios.

4.4.2 CARGAS DINÁMICAS. Son todas las cargas sobre las barras en forma variable; se consideran en el diseño en forma horizontal o axial. • Expansiones térmicas. Son peligrosas por que debido a ellas existen expansiones diferenciales entre el material de la barra y la estructura que lo soporta rígidamente.



30

• Esfuerzos mecánicos. Estos pueden causar la ruptura de los aisladores y es debido a ala operación de interruptores. • Esfuerzos electromagnéticos. Estos pueden deformar las barras y causar la ruptura de los aisladores y es causado por la corriente de cortocircuito. 4.5. FACTORES SECUNDARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS. Existen varios factores inherentes a la forma y condiciones de las barras mismas, que no dependen de las condiciones externas y que son importantes para determinar la capacidad de la corriente que pueda llevar un grupo de barras colectoras. Entre estos factores se encuentran los siguientes:

1) Efecto corona. 2) Radio interferencia 3) Efecto superficial 4) Efecto de proximidad 5) Emisividad térmica 6) Vibración 7) Corrosión 4.6 MÉTODO DE CÁLCULO.

Las barras colectoras se seleccionan de acuerdo a los parámetros del régimen nominal y se comprueban en estabilidad térmica y dinámica. En la selección de las barras por condiciones nominales es necesario escoger una sección normalizada cuya corriente de permitida (Iccsimetrica) sea igual o mayor que la corriente de carga nominal (IN).

NACCSIMETRIC II >

Los valores de corriente permitida se dan en las normas y en los catálogos de fabricantes. Para las barras pintadas, colocadas de canto, los valores de corriente se dan para temperatura ambiente de 25°C y una temperatura de calentamiento de 70°C. Cuando las barras se colocan de plano, las condiciones de enfriamiento se empeoran por lo que las corrientes permitidas se reducen en 5% para las barras de hasta 60 mm de ancho y 8% para barras de anchura superior a 60 mm.

Cuando las corrientes son grandes se pueden utilizar 2 ó 3 barras por fases o secciones especiales. Cuando hay barras por fases se distribuye entre ellas en forma heterogénea debido al efecto de proximidad. Por esta razón no se recomienda instalar más de tres barras por fase.



31

4.6.1. COMPROBACIÓN DE BARRAS EN ESTABILIDAD TÉRMICA. Esta comprobación se reduce a determinar la temperatura final ( θf ) de las barras al final del cortocircuito. Esta temperatura deberá ser menor o igual que la temperatura máxima permitida por calentamiento. Para las barras de cobre la temperatura máxima permitida por calentamiento. Para las barras de cobre la temperatura máxima permitida es de 300°C y para las barras de aluminio es de 200°C. La cantidad de calor generado por las corrientes de cortocircuito en barras y conductores se caracteriza por la siguiente igualdad.

iffCC AAtSI

−=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ *

2

Donde: - Icc: Corriente permanente de cortocircuito. simetrica - tf: Tiempo ficticio. - S: Sección transversal de la barra. - Af: Cantidad que caracteriza el estado térmico de barras y conductores en régimen normal bajo temperatura - Ai: Cantidad que caracteriza el estado térmico e barras y conductores en régimen normal bajo temperatura. Las curvas de A= f(θ) se muestran en la figura 8.Conociendo los valores de Iccsimetrica, tf, S y sabiendo la temperatura inicial (θi) de los conductores en el régimen de prefalla, se determinan Ai y Af, asi como la temperatura al final de la falla (θf).



32

Figura 8. Curvas de dependencia A=f(Q) para conductores de cobre y aluminio. La selección de las barras por estabilidad térmica se efectúa determinando la sección mínima, para lo cual en la formula siguiente se coloca el valor Afperm, que se determina por las curvas de la figura 8. Para esto se considera que la temperatura final (θf) es igual a la temperatura máxima permitida (θperm).

aCCsimetric

iperm

f IAA

tS *−

=

El tiempo ficticio, en el transcurso del cual la corriente permanente de cortocircuito genera en las partes conductoras la misma cantidad de calor que la corriente real en tiempo real. De esta definición se desprende que el tiempo ficticio está en función del tiempo real y de la forma de cambio de la curva de la corriente de cortocircuito. La figura 9 muestra las curvas para determinar el tiempo ficticio de la componente alterna de cortocircuito.



33

Figura 9. Curvas de tiempo ficticio en función de la relación β=ICCasimetricos /

ICCsimetricos 4.6.2. COMPROBACIÓN DE LAS BARRAS EN ESTABILIDAD DINÁMICA. Consiste en el cálculo mecánico de las barras y sus soportes en condiciones de cortocircuito. El cálculo mecánico preciso es complicado debido al gran número de fuerzas que intervienen en la estructura de las barras durante el cortocircuito. En los cálculos prácticos se parte del supuesto de que cada fase es una viga tendida libremente sobre soportes rígidos con carga mecánica uniformemente distribuida. En estas condiciones el momento de flexión es:

cm*kg 10* lfM =

Donde:

- l: Distancia entre aisladores a lo largo de la barra, cm. - f: Fuerza correspondiente a la unidad de la barra, kgf/cm. La barra central se encuentra en condiciones más difíciles. Por lo que es la que se toma



34

para el cálculo. La fuerza correspondiente a la unidad de longitud de la barra en el cortocircuito trifásico es:

8max 10*77.1

2

−=aIf g

- Ig: Valor de la corriente de golpe de cortocircuito, A. - a: Distancia entre los ejes de las fases, cm. La corriente de golpe se calcula con la siguiente formula:

asimetricaccIIg *8.1*2= Determinando el momento de flexión (M) y el momento de resistencia (W) de las barras, se encuentra la tensión en el material (σcal) en condiciones de falla y se compara con el valor permitido (σperm).

permcal

Wlf

wM σσ ≤==

10* 2

El momento de resistencia depende de la forma de las barras, de sus dimensiones y de la colocación entre ellas. Si se colocan las barras de canto como se muestra en la figura 10a el momento de resistencia es:

32

cm 6*bhW =

Si la colocación de las barras es de plano figura 10b, entonces

32

cm 6*bhW =

Donde:

- b: calibre de la barra. - h: Altura de la barra.



35

Figura 10. Colocación de una barra por fases. a) De canto, b) De plano.

Para las barras tubulares el momento de resistencia se calcula por:

33

cm 32* dW π

=

Donde: - d: es el radio de la sección tubular. Los valores medios de σperm para el cobre es de 1400 kgf/cm² , para el aluminio es 700 kgf/cm². En el cálculo de la estabilidad dinámica algunas veces es necesario determinar la distancia máxima permitida entre aisladores a lo largo de la fase. Colocando en la formula asimetricaccIIg *8.1*2= , en lugar de σcal el valor de σperm se

obtiene:

max

max **10f

WI permMAX

σ=

Cuando se calculan barras con varias barras por fase, la tensión en el material σcal consta de las σfases y σbarras.

barrasfasescal σσσ += Donde: - σcal: tensión del material. - σbarras: tensión mecánica por la interacción de barras de una misma fase - σfases: tensión mecánica entre fases.



36

El momento de resistencia de las barras de varias barras por fase a la sección de las fuerzas entre fases:

- Para dos barras colocadas en plano:

3*

6**2 22 hbhbW ==

- Para tres barras en plano:

2*

6**3 22 hbhbW ==

- Para dos barras colocadas en canto:

W= 1.44 * h * b² - Para tres barras colocadas de canto:

W = 3.3 * h * b² Cuando se tienen dos barras la corriente se distribuye igual entre ambas. Si hay tres barras por fase se considera que por las barras externas para el 80% de la corriente de la fase y por la central el restante 20%. El factor de forma se determina por las curvas de la figura 11.

kgf/cm 10*´

**04.2 821 −=a

iikf fbarras

Cuando se tienen dos barras la corriente se distribuye igual entre ambas. Si hay tres barras por fase se considera que por las barras externas para el 80% de la corriente de la fase y por la central el restante 20%. El factor de forma se determina por las curvas de la figura 11. Las curvas 11 están construidas para diferentes relaciones de las medidas de los lados de

las barras m= b/h y la colocación mutua de las mismas hbba

+−´

Donde: - b y h: Dimensiones de la barra.



37

- a’: Distancia entre ejes de las barras de la misma fase. Si la distancia entre ejes de la barra es mayor que el perímetro de la barra, entonces kf=1. De esta manera, tomando en cuenta la distribución de corrientes, con una distancia entre barras igual a su espesor b, la fórmula W=3.3*h*b² toma la forma siguiente: Para dos barras:

kgf/cm 10*2

)*5.0(*04.2 82

−=b

ikf gfbarras

Para tres barras:

kgf/cm 10*)()(*082.0 832

−−− +=

bikkf g

flflbarras

Figura 11. Curvas para determinar el coeficiente de forma de las barras.



38

Para reducir la tensión (σb) de las barras de la misma fase, se colocan separadores entre las barras a la distancia lb uno de otro, según se ve en la figura 12.

Figura 12. Colocación de barras. 1. Barras, 2. Aisladores, 3. Separadores.

Considerando el paquete de barras como una viga con muchos soportes se tiene el momento flexionante de barras.

kgf/cm 12* 2

bbb

lfM =

Entonces:

b

cal

WM

=σ

Donde: - Wb: Es el momento de resistencia de las barras.

32

cm 6*bhWb =

En el cálculo de barras de varias barras por fase es necesario determinar el claro entre los aisladores separadores encontrando la tensión máxima en el material de las barras, debida a la interacción de las mismas.

barrasfasescal σσσ +=

Resolviendo la ecuación kgf/cm 12* 2

bbb

lfM = en relación a lb y colocando Mb=



39

σbarras *W, de la formula b

cal

WM

=σ se obtiene:

barra

bbMAX

fWI **12 maxσ

=

4.6.3. SELECCIÓN DE AISLADORES DE BARRAS. Los aisladores se seleccionan por la tensión nominal de la red (Vn) y se comprueban en estabilidad dinámica en condiciones de cortocircuito. Puede ser de apoyo y de paso. Los esfuerzos que actúan sobre un aislador de apoyo se determinan por la fórmula:

kgf *max lffcal =

Donde: - l: distancia entre aisladores de apoyo. - Fmax: Máximo esfuerzo correspondiente a la unidad de longitud de la fase media. Entonces:

8max 10*77.1

2

−=aIf g

Si las fuerzas actúan perpendicularmente al eje del aislador de apoyo (el aislador trabaja en flexión), entonces el valor determinado de fcalc debe de ser aumentado en la relación H’/H.

HHfF calcal

´=

Donde: - H: Altura del aislador en centímetros. - H’: Distancia desde la base del aislador hasta el eje horizontal de la sección de la barra, cm. Si las barras se colocan de canto H'=H+C+(h/2) y la fuerza actúa sobre la cabeza del aislador se determina por la fórmula siguiente:

kgf 10***88.0 8−= laif g

cal

Los resultados de cálculo se comparan con los datos de catálogo.



40

5. EQUIPO DE PROTECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA. 5.1. FUSIBLES. Son los dispositivos más simples de la protección que existen. El uso de los fusibles para la protección contra el cortocircuito y contra sobrecarga en los sistemas de baja tensión ha sido muy común por la simplicidad y el bajo costo que estos elementos representan; estas características hacen que también sean usados en circuitos de mediana tensión. El fusible tiene como funcionamiento interrumpir la corriente del circuito que protege cuando se verifican condiciones anormales de funcionamiento que están normalmente asociados con las sobrecorrientes; esta interrupción se obtiene de la fusión del elemento fusible. Los fusibles se pueden caracterizar por los siguientes parámetros: • Corriente nominal del listón fusible (In f). Es la corriente indicada en el listón que éste se puede soportar por tiempo definido sin fundirse. • Corriente nominal del cartucho (In c). Es la corriente indicada en el cartucho que corresponde a la máxima corriente nominal del fusible que puede colocarse en él. • Corriente mínima de prueba del fusible (Ipr min). Es la corriente con la cual el fusible se funde en un tiempo mayor de una hora. • Múltiplo de la corriente de prueba mínima (Kpr.min). Es la relación de la corriente de prueba mínima a la corriente nominal del fusible. • Corriente de prueba máxima del fusible (Ipr.max). Es la corriente con la cual el fusible se quema en menos de una hora. • Múltiplo de la corriente de prueba máxima (Kpr.max). Es la relación de la corriente de prueba máxima a la corriente nominal del fusible. • Corriente máxima de Capacidad interruptiva (Iint.f). Es la máxima corriente de falla que puede interrumpir el fusible. • Características de protección o curva de operación del fusible, t = f(I). Es la impedancia del tiempo total de apertura, con respecto al valor de la corriente If que pasa por el fusible. Las formas de las curvas de operación son variadas ya que dependen del material del que se fabrican los listones. 5.1.1. DESCRIPCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FUSIBLES EN MEDIANA TENSIÓN. Fusibles en mediana tensión se emplean en voltajes superiores a los 1000 V y normalmente no mayores de 34.5 kV. Por su operación existen, en general dos tipos de fusibles de mediana tensión, conocidos como fusible de expulsión y fusible limitador de corriente.



41

5.1.2. FUSIBLE DE EXPULSIÓN. Esta formado por un pequeño eslabón fusible, casi siempre de sección transversal constante (a excepción de los fusibles de doble elemento o en ocasiones de los llamados fusibles fraccionarios de muy baja corriente nominal), y de longitud muy corta. El material de este elemento puede ser de plata, cobre, plomo, estaño o aleaciones de plata, cobre, niquel-cromo, plomo estañado, el cual al fundirse por elevación de temperatura como consecuencia de la sobre corriente, provoca un arqueo, generándose gases des-ionizantes del material vecino (ácido bórico, melanina, resina fenólicas, fibra vulcanizada, resina termoplásticas, tetrafloruro de carbono, hexafloruro de azufre y otras); provocando gran turbulencia alrededor del arco, de manera que cuando la corriente pasa por un valor natural cero, el canal del arco se reduce el mínimo, quedando interrumpido el flujo de la corriente, pudiéndose expulsar los gases hacia el exterior del fusible. Por su capacidad interruptiva los fusibles de expulsión se pueden clasificar en fusibles de potencia (alta capacidad interruptiva), aunque en la actualidad estos últimos los han desarrollado para alta capacidad interruptiva. Las características de respuesta de un fusible están definidas por la curva corriente-tiempo mínimo de fusión y curva corriente-tiempo de interrupción total, que pueden ser modificadas por efectos del medio ambiente, efecto de la variación transitoria de la onda de corriente, y factores inherentes al diseño.

Figura 13. Curva característica Corriente --- Tiempo de operación de un fusible tipo expulsión.



42

En general los fusibles de eslabón más utilizados son los de respuesta rápida (velocidad tipo K) y respuesta lenta (velocidad tipo T), que se diferencia por sus curvas corriente-tiempo, y para altas corrientes el fusible tipo T opera en mayor tiempo.

Figura 14. Fusible tipo eslabón de una misma --- corriente nominal y diferente velocidad de repuesta.

5.1.3. FUSIBLE LIMITADOR DE CORRIENTE. Se designa al elemento que interrumpe una sobrecorriente, limitando la corriente de falla a valores inferiores que el valor pico que circularía por el circuito si el fusible no se instalara, en un tiempo menor a la duración del primer ciclo depende de la relación de X/R del circuito y a medida que se reduce dicha relación de energía específica I2.t, que se debe contemplar el fusible, también se reduce.



43

Figura 15. Representación gráfica del concepto limitación de corriente.

El fusible está integrado por uno a más alambres de sección transversal circular constante o cintas metálicas (plata, cobre o aleaciones) perforadas o con determinada configuración, conectadas en paralelo entre sí, arrolladas en forma helicoidal sobre un núcleo de cerámica de alta pureza. En el fusible moderno se usan núcleos de mica, y en desarrollos mas recientes ya no se utiliza el núcleos interiores, con objeto de absorber mas fácilmente la energía disipada. Todos estos van dentro de un tubo de cerámica de alta pureza o de fibra de vidrio, que contiene en su interior material de relleno formada por arena de cuarzo, cuya facilidad es la de extinguir el arco eléctrico interno, absorbiendo la mayor parte de la energía I2t generadas, formándose las fulguritas. Existen básicamente tres tipos de fusible limitadores de corriente en función del tipo de diseño:

Fusible de respaldo o rango parcial. Fusible de aplicación general. Fusible de rango completo.

5.1.4. CONSIDERACIÓN DE SOBRETENSIÓN Cuando un fusible limitador de corriente opera, siempre genera una tensión de arqueo. Esta sobre tensión depende tanto del tiempo o instante de iniciación de la falla sobre la onda de tensión del sistema, como del tipo del diseño del fusible. Cuando se instala un fusible limitador de corriente, debe tomarse siempre en consideración esta sobretensión.



44

Pues existe el peligro de que sean dañados los apartarrayos con su operación. Dado el diseño especial que tienen los fusibles limitadores de corriente la sobretensión que se genera con su operación depende principalmente de la tensión del sistema. En la mayoría de los casos la coordinación se cumple, sin embargo, es necesario comprobar siempre esta condición. Para tal efecto se realiza lo siguiente: De la figura 16 se escoge sobre el eje de las abscisas la tensión del sistema (fase-neutro en sistemas aterrizados, fases en otros sistemas). Se extiende una línea vertical con el valor anterior hasta interceptar la recta diagonal, continuando la línea en forma horizontal hacia la izquierda asta encontrar el eje de las coordenadas, obteniéndose el valor del voltaje de arco máximo o sobre tensión máxima que tendrá que soportar el sistema. Se compara el valor de voltaje obtenido con los niveles de chispeo de los apartarrayos escogidos para la protección contra sobretensiones del transformador, de tal forma que para existir una buena coordinación fusible-apartarrayos, la tensión de arco máxima producida por el fusible limitador de corriente siempre debe ser menor que la mínima tensión de chispeo del apartarrayos.

Figura 16. Consideración de la sobretensión.

5.1.5 SELECCIÓN DE FUSIBLES. Los fusibles se seleccionan de acuerdo a los siguientes criterios: La corriente nominal del fusible debe ser la menor posible que permita el paso de la



45

corriente de cálculo en operación normal, sin que el fusible tenga que fundirse. El voltaje debe ser de preferencia, igual al voltaje nominal de la red en que se instale. Se permite que la tensión nominal del fusible sea un poco mayor a la de la red, pero no se permite que tengan una tensión nominal menor a la de la red. La máxima corriente de interrupción del fusible (Iint.fus) debe ser mayor o igual que la máxima corriente de cortocircuito calculada en la red. Iint.fus>Iccsimetrica. 5.2. INTERRUPTORES EN SUBESTACIONES COMPACTAS. Un interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito eléctrico. Si la operación se efectúa sin carga, el interruptor recibe el nombre de desconectador ó cuchilla desconectora. Por el contrario si la operación de apertura ó cierre la efectúa con carga ó con corriente de corto circuito, el interruptor recibe el nombre de disyuntor o interruptor de potencia. Los interruptores en caso de apertura, deben asegurar el aislamiento eléctrico del circuito. 5.2.1. CUCHILLAS DESCONECTADORAS. Son dispositivos de maniobra capaces de interrumpir en forma visible la continuidad de un circuito, pueden ser maniobrables bajo tensión pero sin corriente. Las cuchillas desconectadoras en particular deben cumplir con los siguientes requisitos:

Garantizar un aislamiento dieléctrico a tierra y sobre todo en la apertura. Por lo general se requiere entre puntos de apertura de la cuchilla un 15 ó 20% de exceso en el nivel de aislamiento con relación al nivel de aislamiento a tierra.

Soportar por un tiempo especificado (1 seg.) los efectos térmicos y dinámicos de las

corrientes de cortocircuito.

Las maniobras de cierre y apertura se deben realizar con toda seguridad es decir sin posibilidad de que se presentan falsos contactos o posiciones falsas aún en condiciones atmosféricas desfavorables.



46

5.2.1.1. TIPOS DE CUCHILLAS DESCONECTADORAS

1. Cuchillas unipolares. 2. Cuchillas tripolares.

Figura 17. Cuchilla unipolar. Figura 18. Cuchilla tripolar. 5.2.1.2. SELECCIÓN DE CUCHILLAS DESCONECTADORAS. Estas se seleccionan con los siguientes parámetros:

El voltaje de operación. Corriente nominal. El N.B.A.I.

5.2.2. INTERRUPTORES DE POTENCIA Como se mencionó anteriormente los interruptores de potencia deben de ser capaces de abrir el circuito en operación normal y cuando ocurre un cortocircuito. Estos interruptores cuentan con tres partes principales, las cuales son:

Parte Pasiva. Formada por una estructura en la cual se aloja la parte activa y desarrolla las siguientes funciones:

- Protege eléctrica y mecánicamente el interruptor. - Ofrece puntos para el levantamiento y transporte del interruptor, así como

espacio para la - instalación de los accesorios. - Soporta el gabinete de control.

Parte Activa. Formado por las cámaras de extinción que soportan los contactos fijos

y el mecanismo de operación que soporta los contactos móviles.



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Accesorios. Estos son: - Gabinete. - Placa de datos. - Conectores de Tierras. - Válvulas de llenado, descarga y muestreo del fluido aislante. - Boquillas terminales que a veces incluyen TC’s.

5.2.2.1 SELECCIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA. Estos interruptores se seleccionan en base de los siguientes parámetros: El voltaje debe ser de preferencia, igual al voltaje nominal de la red en que se instale. Se permite que la tensión nominal del fusible sea un poco mayor a la de la red, pero no se permite que tengan una tensión nominal menor a la de la red. La máxima corriente de interrupción del interruptor (Iint) debe ser mayor o igual que la máxima corriente de cortocircuito calculada en la red. Iint>Iccsimetrica. Corriente nominal. Es el valor eficaz de la corriente expresada en amperes, para el cual está diseñado y que debe ser capaz de conducir continuamente sin exceder los límites recomendables de elevación de temperatura. Ciclo de operación normal. Consiste de un número de operaciones establecidas con intervalos de tiempos dados. 5.2.2.2. TIPOS DE INTERRUPTORES. Dependiendo de los elementos que intervienen en la apertura del arco en las cámaras de extinción, los interruptores se pueden dividir en los siguientes grupos. Interruptores en gran volumen de aceite. Estos interruptores reciben ese nombre debido a la gran cantidad de aceite que contiene; generalmente se construyen en tanques cilíndricos y pueden ser monofásicos o trifásicos. Los trifásicos son para operar a voltajes relativamente pequeños y sus contactos se encuentran contenidos en un recipiente común, separados entre sí por separadores (aislante). Por seguridad, en grandes tensiones se emplean interruptores monofásicos (uno por base en circuitos trifásicos). Las partes fundamentales de estos interruptores son:



48

Figura 19. Interruptor en gran volumen de aceite. Interruptores de gran volumen de aceite con cámara de extinción. Los interruptores de grandes capacidades con gran volumen de aceite originan fuertes presiones internas que pueden ocasionar explosiones. Para disminuir estos riesgos se idearon dispositivos donde se forman las burbujas de gas, reduciendo las presiones a un volumen menor. Estos dispositivos reciben el nombre de "cámaras de extracción" y dentro de estas cámaras se extingue el arco.

Figura 20. Interruptor en gran volumen de aceite con cámara de extinción.

Interruptores en pequeño volumen de aceite. Se construye para diferentes capacidades y voltajes de operación y su construcción es básicamente una cámara de extinción modificada que permite mayor flexibilidad de operación. En este tipo de interruptores la cámara de extinción del arco consiste fundamentalmente de las siguientes partes.



49

Figura 21. Interruptor en pequeño volumen de aceite. Vacío. El vacío tiene dos propiedades extraordinarias: 1) tiene la máxima resistencia aislante que se conoce y 2) cuando abre un circuito de corriente alterna por la separación de los contactos al vacío, la interrupción se efectúa en el primer valor cero de la corriente, acumulándose la resistencia dieléctrica entre los contactos con una velocidad miles de veces mayor que la obtenida con los disyuntores convencionales. Los disyuntores de vacío son idealmente usados para la mayoría de los servicios de suministro de energía para uso industrial.

Figura 22. Interruptor en pequeño volumen de aceite en vacio.

Neumáticos. El aire a presión se obtiene por un sistema de aire comprimido que se obtiene por medio de un compresor, un tanque principal, un tanque de reserva y un sistema de distribución en caso de que sean varios interruptores. Se fabrican monofásicos y trifásicos. Hexafluoruro de azufre aceite (SF6). Desde hace alguno años se encuentra en el mercado especialmente para tensiones superiores a 70 KV interruptores en los que el medio de extinción del arco está constituido por SF6, este es un gas que presenta ciertas características particulares para la extinción del arco y extraordinarias características para el enfriamiento de aire. El SF6 es aproximadamente 5 veces más pesado que el aire. Es



50

químicamente muy estable, inodoro, inerte, no inflamable y no tóxico. Este gas tiene alta resistencia dieléctrica y extraordinarias características para el enfriamiento del arco.

Figura 23. Interruptor de hexafluoruro de azufre de tanque muerto. Los fabricantes proporcionan las especificaciones de sus productos, ya que existe una gran variedad de productos para diferentes condiciones de operación, como son:

1. Tensión normal de operación. 2. Corriente nominal. 3. Corriente de Cortocircuito simétricos en kA. 4. Corriente de cierre en condiciones de cortocircuito, valor de cresta. 5. Duración de cortocircuito en segundos. 6. Nivel básico de aislamiento al impulso de onda.

Tabla 13. Capacidades comerciales de interruptores.

Tipo. Voltaje (kV). Potencia (MVA). Amperes (A).

"GC" Un solo tanque 14.4

23

100,250,500

250

"G" Tres tanques Usados en sistemas de transmisión

14.4 – 69.0 500 – 1500

"GM" montado sobre el piso Usados en sistemas de

transmisión

69 – 161 500 - 1500

"GW" 230 - 345 120 - 1600

Fuente: Enríquez Harper, Elementos Diseño de subestaciones eléctricas, México, Mc Grall-Hill, Pág. 20.



51

5.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. 5.3.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC). Función: Reducir la magnitud de la corriente en función de su relación de transformación sin alterar la frecuencia, la forma de onda ni el ángulo de fase. Y aislar de la alta tensión para poder alimentar a los relevadores en baja tensión y con baja corriente.

El aislamiento del TC depende de la tensión a la que se conecta.

Los bornes de los TC se representan como P1 P2 para el devanado primario, y como S1 S2 para el devanado secundario.

* P1 P2

* S1 S2

Figura 24. Transformador de corriente.



52

5.3.2. SÍMBOLO DEL T. C.:

marcas de polaridad

devanado primario

devanado secundario

Notación Europea

El devanado primario se representa por medio de una línea recta, el devanado secundario se representa de forma parecida a una “M”.

Marcas de polaridad: indican los sentidos relativos de las corrientes primaria y secundaria durante un medio ciclo.

5.3.3. INTERPRETACIÓN DE LAS MARCAS DE POLARIDAD.

Ip

Isó

Is

Ip

“Si la corriente primaria entra por marca de polaridad, la corriente inducida en el secundario sale por marca de polaridad. Si la corriente primaria sale por marca de polaridad, la corriente inducida en el secundario entra por marca de polaridad. ”

Relación de transformación (KTC): se da en función de la corriente nominal primaria y la corriente nominal secundaria. La corriente nominal secundaria está normalizada a 5 A.

NS

NPTC

iI k = donde: kTC = Relación de transformación

INP = Corriente nominal del devanado primario.

iNS = Corriente nominal del devanado secundario.



53

5.3.4. EJEMPLO DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

Ejemplo de relación de transformación: 600: 5, 400 : 5

Se tiene un transformador de corriente con relación de 600:5 y la corriente en el devanado primario es de 300 Amperes.

si circulan en el primario IP = 300 A y la relación es Ktc=600/5 = 120, la corriente secundaria es:

is = Ip / Ktc=300 / 120 = 2.5 amp

Este es el valor de la corriente que está circulando por el devanado secundario.

5.3.5. EJEMPLOS DE CÁLCULO DE CORRIENTES SECUNDARIAS Y DETERMINACIÓN DEL SENTIDO DE LAS MISMAS.

Is

400

600 / 5

3.33

Si la corriente primaria está entrando al devanado primario del T.C. por marca de polaridad, la corriente inducida en el secundario debe estar saliendo del devanado por marca de polaridad.

KTC = 1205

600iI

NS

NP==

A 33.3120400

kI i

iI k

TC

P S

S

PTC

===

=



54

Is

300

400 / 5

3.75

Dadas las relaciones de los T:C: y la magnitud y el sentido de la corriente primaria , determinar las magnitudes y sentidos de las corrienetes secundarias y la corriente en le relevador diferencial .

700 A800 / 5

4.375 2.917

4.375 2.917

1200 / 5

id

A 4.375 160700

kI i

iI k

1605

800iI k

TC

PS1

S

PTC

NS

NPTC

===∴=

===

A 1.458 2.917 - 4.375 ii - i i

d

S2S1d

===

KTC = 805

400iI

NS

NP==

A 75.380300

kI i

iI k

TC

P S

S

PTC

===

=

A 2.917 240700

kI i

iI k

2405

1200iI k

TC

PS2

S

PTC

NS

NPTC

===∴=

===



55

200 A 250 : 5

4 A 3.333 A

300 : 5

id

4 A 3.333 A

A 4 50200

kI i

iI k

505

250iI k

TC

PS1

S

PTC

NS

NPTC

===∴=

===

Tabla 14. Relaciones de transformación normalizadas para T. C.

RELACIONES DE TRANSFORMACIÓN

5:5

10: 5

15: 5

20: 5

25: 5

30: 5

40: 5

50: 5

75: 5

100: 5

150: 5

200: 5

250: 5

300: 5

400: 5

500: 5

600: 5

800: 5

1000: 5

1200: 5

1500: 5

1600: 5

2000: 5

3000: 5

4000: 5

5000: 5

6000: 5

8000: 5

12000: 5

A 333.360200

kI i

iI k

iIk

TC

PS

S

PTC

605300

NS

NP TC

===∴=

===



56

5.3.6. CONEXIONES DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.

En los sistemas de potencia trifásicos se conectan los primarios de los TC en serie con el circuito de AT y los devanados secundarios se conectan generalmente en estrella (Y) para poder suministrar a los relevadores las corrientes de fase ia, ib, ic y 3i0. En algunos casos es necesario conectarles en delta (Δ) como en el caso de protecciones diferenciales de transformador, si el devanado del transformador de potencia esta en Δ los TC se conectan en Y y si el devanado del transformador esta conectado en Y los TC se conectan en Δ con el fin de compensar el defasamiento angular.

5.3.6.1. CONEXIÓN DE TC EN ESTRELLA

Figura 25. Conexión de TC en estrella.



57

5.3.6.2. CONEXIÓN DE TC EN DELTA 30° ADELANTADO.

Figura 26. Conexión de TC en delta 30° adelantado.

En una falla monofásica la i0 es una sola en el secundario y circula dentro de la delta. Por regularidad se aterriza la conexión de los relevadores para estar al mismo potencial.



58

5.3.7. CLASIFICACION DE LOS TC.

5.3.7.1. LOS TC POR SU UTILIZACIÓN.

1.-T. C. PARA MEDICIÓN: Se saturan con 2 veces su corriente nominal.

2.-T. C. PARA PROTECCIÓN: Se saturan con 20 veces su corriente nominal.

Cuando hay fallas la IN se incrementa a varias veces por eso los TC de protección se saturan con 20 veces la IN y pueda actuar la protección. Los TC de medición se deben saturara con baja corriente para que en caso de falla la corriente de cortocircuito no llegue a los instrumentos de medición. La característica de saturación depende del material del núcleo.

5.3.7.2. LOS TC POR SU CONSTRUCCIÓN.

1.- TIPO DEVANADO: Es una unidad independiente. Su error es de 5% ó menor

S2* S1

* P1 P2

devanado primario

devanado secundario

pedestal de concreto

porcelana (depende de la tensión de operación)

Figura 27. Transformador de corriente tipo devanado.



59

En un diagrama eléctrico se representa de la siguiente forma::

P2 P2 P1P1

52

S1 S2 S3 S4 S6 S5 S4 S3 S1S2

la polaridad va alejada del interruptor

2.- TIPO BOQUILLA (BUSHING): En este caso los devanados primarios de estos T. C son las mismas terminales del transformador de potencia o del interruptor de potencia. Se acepta un error de hasta 10% en este tipo de T. C.

Bushing (porcelana)

Interruptor de potencia ó Transformador de

potencia

2x12x22x32x42x54x14x24x34x44x56x16x26x36x46x5

Tablilla de conexiones (se encuentra en el

gabinete)

5x45x5

3x13x23x33x4

5x15x25x3

3x5

1x1

1x31x41x5

1x2

Tablilla de conexiones (se encuentra en el

gabinete)

Detalle no. 1

el primario es la terminal de AT que equivale a una vuelta que atraviesa el núcleo

Figura 28. Transformador de corriente tipo boquilla.



60

Se está considerando un TC con relación múltiple (5 relaciones).

X1 X2

X3

X5

X4

Núcleo del TC.Detalle no. 1

En un diagrama eléctrico se representa de la siguiente forma:

la polaridad va alejada del interruptor

52

Ejemplo de análisis de un TC de relación múltiple:

En el devanado de Baja Tensión, la terminal de índice menor será el de polaridad.



61

Relación de vueltas: 2401

NsNp

=

Se sabe que:

Para un TP: Para un TC:

NpNs

isIp

NsNp

VsVp

Nsis NpIp NsVs

NpVp

==

==

Por lo tanto, para el T. C. de relación múltiple mostrado en la figura anterior y considerando el devanado secundario completo (terminales X1 y X5):

A 5:12001

240NpNs

sIpKTC ====i

Ahora, si se toman las terminales X4 y X5 se tiene:

Ip = is kTC = (5) (80) = 400 A

∴ kTC (X4 X5) = 400:5 A

Ahora, si se toman las terminales X3 y X4 se tiene:

Ip = is kTC = (5) (100) = 500 A

∴ kTC (X3 X4) = 500:5 A



62

Conexión de los secundarios de TC tipo devanado en estrella:

* S1 S2 * S1 S2 * S1 S2

S1 S2 S1 S2 S1 S2

N B R V

C-30

cuchillas de

prueba

Figura 29. Conexión en estrella de los TC.

NOTA:

Los devanados secundarios de los TC nunca deben permanecer abiertos, los secundarios que no se utilicen deben dejarse en cortocircuito.

Ip

es

φp

Figura 30. Representación del flujo primario en el TC.

FASE A FASE B FASE C



63

Si se deja abierto el secundario, solo actúa el flujo primario(φp), no hay un flujo secundario que se oponga o contrarreste al flujo primario y por lo tanto el voltaje inducido en el devanado secundario será alto y peligroso.

5.4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP)

Así como es necesario el uso de TC, también es necesario emplear TP para ciertos relevadores que operan con magnitudes de voltaje. El devanado primario del TP se conecta a las terminales del circuito donde el voltaje va a ser medido y el devanado secundario suministra un voltaje proporcional al voltaje primario en función de su relación de transformación con un ángulo de fase entre ellos cercano a cero.

La Norma Nacional define al TP como el transformador diseñado para suministrar la tensión adecuada a los instrumentos de medición y/o aparatos de protección, en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso es proporcional a la tensión primaria desfasada respecto a ella un ángulo cercano a cero.

Relación de transformación: Está en función del voltaje nominal primario y el voltaje nominal secundario, este último es normalmente de 120/√3 V para protección y 200/√3 V para medición.

Relación de transformación:

NS

NP

NS

NPTP

VVa ó

VVK ==

En el arreglo de doble barra con amarre utilizado para 230 kV ó 85 kV, normalmente se utiliza un juego de TP por barra.

TP

TP

C-1 C-2 C-3 C-4

Barra 1

Barra 2

Figura 31. Arreglo doble barra y ubicación de TP´s.



64

Aquí se muestra este tipo de arreglo, donde el circuito no. 1 está conectado a la barra 1, el circuito no. 2 está a la barra 2, el circuito no. 3 está a la barra 1 y el circuito no. 4 está a la barra 2, esto en condiciones normales de operación.

En 400 kV se usa generalmente un juego de TP por circuito.

Conexión en Estrella de T. P.

El devanado primario se conecta en estrella para poder tener voltaje de fase a neutro y de esta manera en el secundario se puedan reflejar los voltajes de secuencia cero.

Figura 32. Conexión de un TP en un sistema trifásico.

Cada TP tiene 3 devanados secundarios:

1º.- Para protección

2°.- Para medición

3°.- Para protección de fallas a tierra con 3Vo.



65

Figura 33. Diagrama de un TP con 3 devanados.

Conexión de los devanados secundarios:

T-I

T-II

T-III

S1

S2

S1

S2

S1

S2

200 V

200 V

200 V

115 V

Va

Vb

Vc

Vn

Figura 34. Diagrama de los devanados secundarios de un TP (1er devanado).

Primer secundario:

Secundario en estrella para polarizar las bobinas de potencial de los instrumentos de medición.

Vs = 200 / √3 Volts



66

T-I

T-II

T-III

VcS3

S469 V

Vn

120 V

S4

S3

S4

S3

120 V

120 V

Vb

Va

Figura 35. Diagrama de los devanados secundarios de un TP (2do devanado).

Figura 36. Diagrama de los devanados secundarios de un TP (2er devanado).

Segundo secundario:

Secundario en estrella para polarizar las bobinas de potencial de los relevadores de protección.

Vs = 120 / √3 Volts

Tercer secundario:

Conexión en Delta quebrada o Delta rota.

Secundario en delta

quebrada para polarizar las

bobinas de potencial de los



67

5.4.1. CLASES DE PRECISIÓN EN TP´s.

Las clases de precisión normalizadas para TP son: 0.3, 0.6 y 1.2 La designación corresponde al máximo error admisible expresado en % que el transformador puede introducir en la medición de potencial operando con su tensión nominal primaria y a su frecuencia nominal.

La clase de precisión especificada debe asociarse con una o varias cargas nominales de precisión.

Tabla 15. Cargas nominales de precisión para TP.

Carga nominal de precisión VA

Designación equivalente

FP

Características de la carga

Secundario 115 V

Secundario 69 V

R (Ω) X (Ω) I (A) R (Ω) X (Ω) I (A)

12.5

2.5

75

200

400

W

X

Y

Z

ZZ

0.1

0.7

0.85

0.85

0.85

115.2

403.2

163.2

61.2

30.6

1146.20

411.26

100.99

37.87

18.94

0.104

0.208

0.425

1.67

3.33

38.4

134.4

54.4

20.4

10.2

38.2

137.08

13.66

12.62

6.31

0.18

0.36

1.082

2.856

5.362

NOTA: En un TP el dato de placa puede decir: Precisión: 0.6Y, 1.2Z

Ejemplo:

Si se tiene por ejemplo un TP con una precisión 0.6Y, 1.2Z significa que para una carga “ Y” tendrá un error de relación y ángulo no mayor de 0.6 %, y si la carga es “ Z” su error será de 1.2 %.

5.5. RELEVADORES Para la protección de todo tipo de S.E. además de los fusibles se utilizan relevadores, estos relevadores son electromecánicos ó estado sólido.



68

1. Relevadores microprocesados. La clasificación de los relevadores por su base constructiva se presentan ventajas de los relevadores microprocesados en cuyo desarrollo sean trabajado intensamente en los últimos años. La función de la protección de los relevadores microprocesados es originar retiro rápido de servicio de cualquier elemento de un sistema de potencia, cuando este sufra un corto circuito o cuando empieza a funcionar en cualquier forma anormal que puede originar daño o interferencia de otra manera el funcionamiento eficaz del resto del sistema.

2. Relevadores electromagnéticos (unidad 50). Sus principales partes son:

- Electroimán formado por un núcleo magnético y una bobina - Parte móvil o ancla de acero. - Contactos móviles y fijos. - Resorte opositor. - Tope para fijar la posición inicial de la parte móvil.

3. Relevadores de inducción (unidad 51).

Sus principales partes son:

- Electroimanes. - Disco móvil. - Contactos. - Resorte. - Ejes de los flujos.

El tiempo de operación de los relevadores pueden ser: instantáneo, de alta velocidad y con retraso de tiempo. El relevador más utilizado en S.E.U. es el de sobrecorriente con unidad de respuesta instantánea y con unidad de respuesta con retardo de tiempo (50/51), y se utiliza para capacidades de 4500 a 9,400 kVA’s. Este tipo de relevadores suelen tener un disparo instantáneo y disparo temporizado, con bobina de corriente de 4 a 16 amperes para los de fase y de 0.5 a 2 amperes para los de tierra.

En este tipo de protección, se utilizan dos relevadores con bobinas de 4-16 amperes para la protección de fallas entre fases, y un tercero de mayor sensibilidad, con bobina de 0.5-2 amperes, para la protección de fallas a tierra. Estos relevadores se calibran para que operen con señales de corriente por encima del valor máximo de la corriente nominal de circuito protegido. En condiciones de cortocircuito máximo deben proporcionar una buena coordinación de la secuencia de disparo de los interruptores que controlan los diferentes tramos de una línea de un alimentador primario de distribución.



69

5.5.1 AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE CON DISPARO RETARDADO DE TIEMPO (DISPOSITIVO 51). 1. Se fija o calcula la corriente mínima primaria de operación Imp. 2. Se calcula la corriente mínima secundaria de operación Ims a partir de:

KTCp

sm

mII =

3. Calcular la corriente secundaria de cortocircuito ISCC.

KTCII PCC

SCC =

4. Se calcula los valores múltiplos de la corriente N respecto a la corriente mínima de operación ims.

s

SCCn

INimI

==

Donde: - KTC= relación de los transformadores de corriente. - Ipcc= corriente primaria de cortocircuito. - N= número de veces la corriente mínima de operación. 5. Con un valor N se entra en la gráfica del fabricante, en la cual se muestra las características corriente-tiempo de los relevadores 51, y se busca la intersección con el eje del tiempo, donde se obtiene el ajuste del relevador. Otra forma de hacer el ajuste, es la siguiente: Una vez teniendo la relación de transformación, se obtiene la corriente máxima del transformador a proteger en el lado secundario del TC para poder elegir el TAP de ajuste del dispositivo 51, tomando en cuenta que el disparo mínimo de este dispositivo es de 1.5 veces el TAP. La elección del dial se realiza en base a la curva que se obtiene dependiendo del TAP elegido, y será aquella que se ajuste a la coordinación adecuada.



70

5.5.2. AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE SOBRECORRIENTECON DISPARO INSTANTÁNEO (DISPOSITIVO 50) El dispositivo 50 es un relevador instantáneo, por lo que se ajusta para proteger la falla de cortocircuito y su ajuste es en función de la magnitud de corriente de este tipo de falla. Para elegir el rango de trabajo del relevador, se realiza lo siguiente:

KTCII CC

Disparo =

2minimo

DisparoDisparo

II =

Donde: - Idisparo: Corriente de cortocircuito en el devanado secundario del TC. - Idisparo mínimo: Corriente de ajuste del dispositivo 50. El número 2, es debido al disparo mínimo de este relevador, que es de 2 veces el TAP de ajuste, esto solo es valido para los relevadores electromagnéticos, porque en relevadores microprocesados y de inducción estos valores son diferentes. El TAP se elige, de tal manera que el dispositivo actúe antes de que alcance el valor de cortocircuito. Cuando en la Subestación compacta se usen interruptores combinados con fusibles y relevadores, se debe coordinar la respuesta de protección de cada elemento durante la falla de cortocircuito. 6. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Dentro de las instalaciones eléctricas mayores a 600 V, se hace hincapié sobre las distancias eléctricas que deben de existir entre cada dispositivo o elemento que conforman dicha instalación, con la finalidad de garantizar que el aislamiento entre las partes no se produzca el arqueo y produzca la destrucción de los equipos, además de garantizar la seguridad de las personas, tal como lo especifica el Articulo 710-33 de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005 y que a continuación se menciona textualmente: Espacio mínimo de separación. En instalaciones hechas en campo, la separación mínima en aire entre conductores desnudos vivos y entre tales conductores y las superficies adyacentes puestas a tierra, no debe ser menor a los valores dados en la Tabla 710.-33. Estos valores no deben aplicarse a partes interiores o a terminales exteriores de equipos eléctricos diseñados, fabricados y probados de acuerdo con lo indicado en las Normas Oficiales Mexicanas o normas mexicanas aplicables y vigentes.



71

Tabla 16. Claro mínimo a partes vivas.

Tensión eléctrica nominal

kV

Nivel básico de aislamiento al impulso

kV

Claro mínimo a partes vivas en cm

Entre fases Fase a tierra

Interior Exterior Interior Exterior Interior Exterior

2,4

4,16 6,6

13,8 23

34,5

60 60 75 95 125 150 200

95 95 95 110 150 150 200

12 12 14 19 27 32 46

18 18 18 31 38 38 46

8 8

10 13 19 24 33

15 15 15 18 26 26 33

69

85 115 138

250 350 450 550 550 650

54 79 107 135 135 160

43 64 88 107 107 127

161

230

650 750 750 900

1050

160 183 183 226 267

127 148 148 180 211

Fuente: Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005 (Tabla 710-33). Los valores de esta tabla deben considerarse como valores mínimos aplicables en condiciones atmosféricas normales, hasta 1000 m snm, temperatura 20°C, presión 101,3 kPa, humedad absoluta h0=11 g/m3

Para condiciones desfavorables de servicio, estos valores deben aumentarse. 6.1. DISTANCIAS DIELÉCTRICAS EN AIRE. Las distancias en aire de fase tierra y de fase a fase deben garantizar estadísticamente una probabilidad de flameo tal que resulte baja desde el punto de vista de los criterios de diseño adoptados. Esta conduce al establecimiento de distancia mínimas de no flameo entre fases y tierra o entre fases y que se determina principalmente para los impulsos por rayo y por maniobra según los niveles de aislamiento. El concepto de distancia dieléctrica en aire es general, y desde el punto de vista de diseño parte de la relación entre la tensión crítica de flameo por rayo (TCF) o por maniobra (TCM) y el nivel básico de aislamientos al impulso por rayo (NBAI) o por maniobra (NBAM).



72

En la tabla 17 se dan los valores normalizados de los niveles de aislamiento para los equipos de categoría “A” (tensiones mayores de 1 kV hasta 52 kV).

Tabla 17. Niveles de aislamiento normalizados para equipo de la categoría “A”.

Fuente: Coordinación de Aislamiento CFEL 0000-06, México, Pág. 42. Notas: 1) Tensiones congeladas según especificación CFEL0000-02. 2) Tensiones normalizadas preferentes según especificación CFEL0000-02. 3) Tensión no normalizada en la especificación CFEL0000-02. 4) Para sistemas de 3 fases, 4 hilos (sistema multiaterrizado) úsense 125 kV). 5) Para sistemas de 3 fases, 4 hilos (sistema multiaterrizado) úsense 150 kV). 6) Para esta categoría los niveles básicos de aislamiento al impulso de fase a fase son los mismos que los niveles básicos de aislamiento al impulso de fase a tierra. 6.1.1. TENSIÓN CRÍTICA DE FLAMEO. La tensión crítica de flameo es el valor de tensión al cual se tiene una probabilidad de flameo del 50% y los valores usados para diseño corresponden a los niveles básicos de aislamientos (al impulso por rayo o por maniobra) que son cantidades inferiores al TCF o al TCM y que darían probabilidades de flameo del 10%, es decir, se espera que no se produzca flameo en un 90% de las veces. La relación entre el nivel básico de aislamiento al impulso y la tensión crítica de flameo es la siguiente: a) Para impulso por rayo: NBAI=TCF * 0.916 b) Para impulso por maniobra:

NBAM=TCM * 0.922 En tensiones nominales hasta 230 kV, las distancias dieléctricas de fases a tierra hasta 1000 m.s.n.m y en condiciones estándar se calculan básicamente por efecto de impulso de rayo.

Tension nominal del sistema.

Tension maxima de

diseño.

Nivel basico de aislamiento al impulso (NBAI) de fase a tierra (6).

Tension resistente nominal a 60 Hz. De

fase a tierra. kV( Eficaz).

kV( Eficaz). kV( Eficaz). Hasta 500 kVA. Arriba de 500 kVA. kV( Eficaz).

4.4 (1). 4.4 60 75 19 6.9 (1). 7.2 75 95 26

13.8 (2). 15.5 95 110 34 24 (2). 26.4 150 (4). 50

34.5 (2). 38 200 (5). 70 24 (3). 52 250 95



73

Las distancias se calculan con la siguiente expresión:

TCF=K3*D [kV] Donde:

- d= Distancia entre electrodos [m]

- K3= Factor de electrodos

Algunos valores comunes del factor K3 son:

550 para la configuración conductor –estructura, conductor de fase exterior en líneas de transmisión-estructura, conductor- estructura en línea de transmisión con cadena de aisladores en “v”, conductor- objeto a tierra (vehículos, tableros etc.), conductor- conductor, etc.

480 para la configuración punta-plano, varilla-varilla.

Para determinar el factor K3 se puede tener como referencia la tabla 18.

Tabla 18. Factor K3.

Tipo de configuración (sobretensión fase- tierra) K3

Conductor - Estructura (línea de transmisión) 550

Conductor – Ventana 550

Conductor – Suelo 550

Conductor – Objeto a tierra (vehículos, equipo, etc.)

550

Varilla – varilla 400

Punta – Plano 400

Conductor – Estructura 550

Conductor – Conductor (sobretensión fase – fase)

550

Anillo equipotencial - anillo equipotencial 550

Fuente: Coordinación de Aislamiento CFEL 0000-06, México, Pág. 17. La determinación de distancias de fase a fase se hace con un procedimiento semejante al cálculo de distancias de fase a tierra, estas distancias se calculan para la altitud de hasta 1000 m.s.n.m. de acuerdo a la siguiente expresión.



74

[ ]m 3K

TCFd ft =−

[ ]m * 7.1 ftff dd −− = En la tabla 19 se muestran las distancias para 1,000 ms.n.m. Tabla 19. Distancias mínimas de fase a tierra y de fase a fase en aire en condiciones

estándar 1) aplicables hasta 1000 m.s.n.m.

Fuente: Coordinación de Aislamiento CFE L0000-06, México, Pág. 18. Notas: 1) Presión barométrica de 760 mm de Hg y temperatura de 25 °C. 2) Para configuración conductor estructura. 3) Para configuración asimétrica.



75

Las distancias mínimas de fase a tierra y de fase a fase calculadas anteriormente son validas hasta 1000 m.s.n.m., para alturas superiores a 1000 m.s.n.m. se debe considerar 1.25 por cada 100 metros en exceso pudiéndose aplicar la siguiente expresión para el cálculo:

1000 1000 *1001000**0128.0 dhddh ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+=

6.1.2. EFECTOS METEOROLÓGICOS. Esto únicamente aplica a los aislamientos externos y son afectados por los efectos meteorológicos, como son la presión barométrica, temperatura y humedad, por lo que en el diseño de subestaciones unitarias no se toma en cuenta estos efectos. 6.2. DIMENSIONAMIENTO DIELÉCTRICO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. El dimensionamiento dieléctrico de la subestación eléctricas unitarias en principio se hace siguiendo los mismos métodos que para la determinación de las distancias de fase a tierra y de fase a fase, pero además se consideran otros factores de diseño relacionados con las distancias de seguridad y dimensiones del equipo. En el caso de las subestaciones eléctricas se han hecho una serie de investigaciones para llegar al establecimiento de las distancias de diseño más convenientes de fase a fase y de fase a tierra basadas en configuración de electrodos, llegándose a identificar de está manera tres tipos principales de distancias en aire:

Distancias entre conductores. Distancias de aislamiento entre conductores y aparatos. Distancias entre aisladores y aparatos.

El primer tipo de distancia se localiza entre las fases de los conductores de llegada o las salida a la subestación, y en las barras de la misma. El segundo tipo incluye la distancia en aire entre conductor y elementos de desconexión, y el tercer tipo considera las distancias en aire entre polos de interrupción, entre polos de transformadores de corriente, etc. Cada uno de los tipos de distancias anteriores presenta una configuración de electrodos difícil de ubicar dentro de cualquiera de las configuraciones estudiadas y consideradas como estándares en los laboratorios, sin embargo, las tablas de distancias entre fases para configuraciones de electrodos en subestaciones eléctricas se elaboran para condiciones que se aproximan más a la realidad y que son:

1. anillo – anillo 2. Punta – punta 3. Punta – placa 4. Conductor – estructura



76

6.2.1. DISTANCIAS DE DISEÑO. Se entienden como tales a las distancias entre centro de fases de las subestaciones, a las distancias mínimas de no flameo de fase a tierra y a las distancias de seguridad. 6.2.2. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. En subestaciones con barras y/o conexiones rígidas, las distancias entre centros de fases se obtienen a partir de las distancias dieléctricas de fase a fase, tomando en consideración el diámetro de las barras o conectores adicionalmente a las distancias dieléctricas.

Para las distancias de diseño se deben considerar también otros aspectos adicionales como son los efectos electrodinámicos por corriente de cortocircuito, la configuración de las barras, las distancias mínimas para mantenimiento y las dimensiones de los equipos. En la tabla 6. se dan las distancias mínimas entre los centros de las fases dependiendo de la tensión nominal de la red.

Tabla 20. Distancias entre centros de fases. Clase de aislamiento. Distancia entre los centros de fases.

24 kV o menor. 1.7 veces la distancia mínima de fase a tierra a la altura correspondiente mínima de fase.

34.5 hasta 115 kV. 1.8 veces la distancia mínima de fase a tierra a la altura correspondiente mínima de fase.

6.2.3. DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS UNITARIAS. En la norma CFE L0000-06 de la C.F.E. se hace alusión de las distancias de seguridad y que textualmente dice: 5.4.2 Distancias de seguridad. Además de las distancias dieléctricas de fase a tierra y de fase a fase, se recomienda la adopción de distancias de seguridad para la operación y mantenimiento de una subestación eléctrica, partiendo de la base de que las denominadas partes vivas deben quedar siempre fuera del alcance del personal, para lo que se recomienda adoptar las siguientes consideraciones generales. a) Las partes vivas se deben colocar fuera del alcance del personal, usando distancias en las zonas de trabajo y circulación suficientemente grandes como para evitar contactos eléctricos. b) Las partes vivas se pueden hacer inaccesibles por medio del uso de barreras de



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protección para aislar físicamente al equipo a las partes vivas de la instalación, éstas barreras de protección no deben tener una altura inferior de 1.20 metros. c) Usar equipo en el que las partes vivas queden encerradas. Las distancias quedan constituidas básicamente por dos términos: • La distancia mínima de fase a tierra. • Una distancia adicional que depende de las dimensiones adoptadas en las zonas de mantenimiento y

circulación en la subestación, así como de la talla de personas que trabajas dentro de la misma. En la determinación de las distancias de seguridad se deben considerar: • Maniobras de los operadores en cualquier punto de la instalación. • Circulación del personal en la subestación. • Circulación de vehículos en la subestación. Por lo que debido a que las subestaciones eléctricas se encuentran dentro de gabinetes de lámina, los riesgos son menores que las subestaciones eléctricas convencionales, por lo que no hay paso de gente ó trafico dentro de las subestación, lo que da lugar a que se reduzcan considerablemente las dimensiones de la subestación, tanto la altura de las barras sobre el nivel del suelo, como la altura de los equipos. Por otra parte, las subestaciones eléctricas unitarias al estar alojados en gabinetes los fenómenos climatológicos como son: viento y lluvia ayudan a reducir las distancias entre cada una de las partes que conforman la subestaciones. 7. APARTARRAYOS. Los sistemas eléctricos de potencia, pero también los de usuarios industriales, están sujetos a posibles sobretensiones, estas pueden ser de tipo externo o interno. Las sobretensiones de origen externo se deben a descargas atmosféricas y al contacto directo con las líneas que tengan mayor tensión. Las sobretensiones de origen interno se producen a causa de las maniobras de apertura de interruptores, de las fallas de fase o dos fases a tierra, o bien, de energización de líneas de transmisión, resonancia armónica, conductores abiertos, pérdida súbita de carga, energización de líneas con capacitores serie y por fenómenos de ferroresonancia.

Todos los apartarrayos deben cumplir con dos funciones básicas: derivar las sobretensiones y corrientes de rayo a tierra y eliminar la corriente residual que produce por la tensión normal del sistema después de que se elimino la sobre tensión. Para tal efecto los apartarrayos presentan menor resistencia cuanto menor sea la tensión. 7.1. LOCALIZACIÓN DE LOS APARTARRAYOS Para tener una buena protección contra las sobretensiones, se recomienda que la distancia entre el punto en que se conecta el apartarrayo y el equipo que protege sea la mínima indispensable, para que la caída de tensión IR también lo sea. Donde IR es la tensión de descarga del apartarrayos.



78

En la protección de acometidas aéreo-subterránea la terminal de tierra del apartarrayos se conecta en la cubierta metálica del cobre y luego a la tierra en forma sólida. La terminal de la línea debe ir antes de los fusibles para que la corriente de rayo no pase a través de ellos. Las cubiertas de los cables, siempre deben de estar sólidamente aterrizados. El apartarrayo presenta el principal elemento para la coordinación de aislamiento en subestaciones eléctricas estableciendo una correlación entre sus características de protección y los niveles básicos de aislamiento de los equipos por proteger, con particular referencia de los aislamientos internos. 7.2. SELECCIÓN DE LOS APARTARRAYOS En gran medida la selección del apartarrayos depende de la forma de aterrizamiento del sistema, por lo cual, sean clasificado de acuerdo con la relación x0/x1 y r0/x1 según la tabla 7.1. Solamente después de que se conoce el coeficiente de aterrizamiento se podrá determinar la tensión nominal del apartarrayos.

Tabla 21. Clasificación de los sistemas según el aterrizamiento del neutro.

Tipo de sistema. Limite de valores

x0/x1

Limite de valores

r0/x1

Coeficiente de aterrizamiento.

(ke)

Efectivamente aterrizado.

<<3 <<1 0.7

Sólidamente aterrizado.

<3 <1 0.75 – 0.8

Aterrizado a través de resistencia ó reactor.

3 a infinito 1 a infinito 1.0

Con neutro flotante en circuitos de longitud usual según voltaje.

-40 a –infinito ---- 1.1

Con neutro flotante en circuitos de longitud excedida respecto al voltaje nominal.

0 A –40 ---- ----

La selección del apartarrayos se realiza con base a sus parámetros nominales, comparándolos con los necesarios para realizar la coordinación de aislamientos. Se considera normalmente que la mayor tensión que debe soportar el apartarrayo sin operar es la que se presenta en una fase sin falla cuando hay otra de fase a tierra. La fase con falla a tierra puede ser en la que opero el apartarrayo al recibir una descarga atmosférica.



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El principio básico de la coordinación de aislamiento consiste en que siempre la característica de protección del apartarrayos se encuentre debajo del nivel básico de aislamiento de los objetos por proteger. Este principio se puede lograr por cualquiera de las formas siguientes:

a) Establecido los niveles de aislamiento para los equipos, se selecciona el apartarrayos que ofrezca las mejores características de protección.

b) A partir de las características de protección de un apartarrayos, se establecen los niveles básicos de aislamiento normalizados para los equipos.

7.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS APARTARRAYOS. Las características de los apartarrayos que se deben tomar en consideración para su aplicación son principalmente las siguientes:

- Tensión nominal (Vn). - Corriente de descarga (Id). - Tensión residual o de descarga (Vr). - Tensión de descarga a 60 Hz (V60). - Tensión de descarga por impulso (Vp). De las características anteriores, las primarias son la tensión nominal y la corriente de descarga y a partir de éstas se determinan las demás ya sea por valores de norma o recomendaciones del fabricante. 7.2.2. TENSIÓN NOMINAL (Vn). A esta tensión también se le conoce como tensión de designación del apartarrayos y su valor se puede obtener en forma simple de acuerdo con la siguiente expresión.

Vn=ke*Vmax Donde: - Vn: Tensión nominal del apartarrayos en kV. - ke: Factor de conexión a tierra cuyo valor depende de las relaciones: ro/x1 y ro/x1. Para el cálculo en subestaciones unitarias este método es aplicable ya que sólo es valido para sobretensiones por rayo. 7.2.3 CORRIENTE DE DESCARGA DE LOS APARTARRAYOS. (ID). La corriente de descarga del apartarrayos se calcula a partir de las características de protección y nivel básico de aislamiento del sistema, generalmente se expresa en kiloamperes a partir de la expresión:



80

kA *20 RZ

VEI rd

+−

=

Donde: - E: Es la magnitud de la onda entrante a la subestación a través de la línea de transmisión expresada en kV, que se puede determinar como: - Vr: Tensión resudual del apartarrayos en kV, (excepto para los de óxido de zinc). - Zo: Impedancia característica de la línea en ohms, (excepto para los de óxido de zinc). - R: resistencia del apartarrayos.

kV *2n

eE =

Donde: - e: Es la magnitud de la onda incidente. - n: Es el número de líneas entrantes a la subestación. En el caso de una subestación que este alimentada con un número de líneas igual a uno, se pude emplear la siguiente ecuación.

kA **20

KZNBAIId =

Para tomar en consideración el efecto de las reflexiones sucesivas de las ondas de rayo desde el punto de la descarga y tienen a incrementar la corriente de descarga del apartarrayos, a las expresiones para el cálculo de esta corriente se les multiplica por un factor (K) que depende de la distancia al punto de las descarga (D) y de la longitud de la cola de onda pudiéndose tomar los siguientes valores:

Tabla 22. Factor para la determinación de la corriente de descarga.

D (m). Factor K.

700 3

1600 2

3200 1



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7.2.4 MARGEN DE PROTECCIÓN. A la diferencia que debe existir entre el nivel básico de aislamiento al impulso del aislamiento por proteger y la máximo tensión que puede aparecer en el apartarrayos se le conoce como margen de protección. Se establece que debe ser como mínimo del 20% para impulso por rayo y 15% para impulsos por maniobra, generalmente se expresa en porciento y se obtiene con la siguiente ecuación:

• Por impulso de rayos:

NBAI: Nivel básico de aislamiento al impulso. VR: Tensión de impulso de arqueo por frente de 1.2/50 µs kV. VG: Caida de tensión en guias se considera 5.25 kV/m.

En los voltajes nominales no mayores de 23 kV es posible utilizar apartarrayos clase distribución únicamente en la acometida, pero en tensiones mayores es necesario recurrir a la instalación de apartarrayos de clase inmediata en el punto de transición o instalar apartarrayos clase distribución en las acometidas y en el nodo normalmente abierto. La tabla 23 proporciona las características principales de algunos apartarrayos utilizados en subestaciones eléctrica.

Tabla 23. Características de protección de apartarrayos tipo estación.

Fuente: Coordinación de Aislamiento CFEL 0000-06, México, Pág. 61. 1) Se excluyen apartarrayos de oxido de zinc. (*) Valores utilizados tanto en subestaciones convencionales como en subestaciones eléctricas compactas.

=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

+= 100*1

)(2 GR VVNBAIMP



82

7.3. CONEXIÓN DE LOS APARTARRAYOS. Los circuitos de 1 kV en adelante, los conductores entre apartarrayos y la red y la conexión de puesta a tierra, no deben ser inferiores a 13.3 mm2 (6 AWG) de cobre o de aluminio. Los circuitos de 1 kV en adelante las conexiones de los conductores de puesta a tierra de apartarrayos que protegen a un transformador cuyo secundario suministre energía a un sistema de distribución, se deben de conectar como se indica en los siguientes incisos. a) Conexiones metálicas. Se debe hacer una conexión metálica con el conductor puesto a tierra en el secundario o al conductor de puesta a tierra del equipo en el secundario, considerando que además de la conexión directa puesta a tierra del apartarrayos. 1) El conductor puesto a tierra en el secundario tenga además una conexión de puesta a tierra con una tubería metálica continua enterrada para el agua. No obstante, en zonas urbanas donde haya por lo menos cuatro conexiones con tubería de agua al neutro y no-menos de cuatro de dichas conexiones por cada 1.6 km de longitud del neutro, se permite hacer la conexión metálica con el neutro del secundario, sin tener que hacer la conexión directa a tierra del apartarrayos. 2) El conductor puesto a tierra en el secundario del sistema forme parte de un sistema con múltiples puestas atierra del neutro en el cual el neutro del primario tiene menos cuatro conexiones a tierra por cada 1.6 km, adicionalmente a la puesta a tierra en cada acometida. b) A través de un entrehierro o dispositivo. A través de un entrehierro o dispositivo. Cuando el conductor de puesta atierra del apartarrayos no esté conectado como se indica anteriormente en (a), o cuando el secundario no esté puesto a tierra como se indica anteriormente en (a), se debe hacer una conexión a través de un entrehierro u otro dispositivo aprobado y listado, como sigue: 1) En sistemas con primario no puesto a tierra o con un solo punto de puesta a tierra, el entrehierro u otro dispositivo aprobado y listado debe tener una tensión eléctrica de ruptura a 60 Hz como mínimo del doble de la tensión eléctrica del circuito primario, pero no necesariamente más de 10 kV, y debe haber como mínimo otro punto de puesta a tierra del conductor de puesta a tierra del secundario, a una distancia no menor de 6 m del electrodo de puesta a tierra del apartarrayos. 2) En sistemas cuyo neutro del primario tenga varios puntos de puesta a tierra, el entrehierro u otro dispositivo aprobado como mínimo otro punto de puesta a tierra del conductor de puesta a tierra del secundario a una distancia no inferior a 6 m del electrodo de puesta a tierra del apartarrayos.



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c) Con permiso especial. Sólo se puede hacer una conexión del conductor de puesta a tierra del apartarrayos y del neutro del secundario, que no sea como las indicadas en los incisos anteriores (a) y (b) mediante permiso especial de la empresa suministradora.

8. ANÁLISIS DEL DISEÑO DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA.

8.1. PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

Un sistema adecuado de puesta a tierra debe tener una resistencia de tierra tan baja como sea posible. En realidad es virtualmente imposible mantener los potenciales de tierra dentro de las tolerancias de seguridad cuando las corrientes de falla son muy intensas.

Generalmente el sistema de tierra industrial consiste en una malla, conformada por retículas o mallas pequeñas rectangulares o cuadradas, y conductores de tierra instalados en forma horizontal, lo mismo que electrodos de tierra ubicados a ciertas distancias entre sí. Los electrodos tipo varil la pueden usarse o no, lo que dependerá del diseño de la malla de tierra.

Lo más importante es que por razones de seguridad todas las estructuras metálicas y cubiertas del equipo, incluyendo las rejas metálicas ubicadas en áreas de trabajo, se deben conectar a la malla de tierra.

Las normas indican que el diseño de una red o malla de tierra debe tener presente los potenciales de paso y de contacto para brindar protección a las personas. Los cálculos de la malla de tierra y sus procedimientos en este capítulo están de acuerdo con la IEEE Std 80-2000.

Antes de emprender el diseño es necesario efectuar un análisis general del área y del cubrimiento de la malla. Un diseño preliminar incluirá la longitud y el calibre del conductor que se extiende alrededor de la periferia del área, más los conductores en paralelo para brindar acceso a la conexión de equipos.

En base a la IEEE Std 80-2000 supone que todo diseño corresponde a una malla horizontal en forma de retícula conformada por conductores enterrados y complementada por cierto número de varil las verticales.



84

8.1.1. CRITERIOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE MALLAS CONECTADAS A TIERRA.

I. Es necesario realizar pruebas de resistividad para la condición de terreno seco antes de diseñar o analizar una malla conectada a tierra. II. Toda malla nueva se debe de construir a una profundidad mínima de 0.5 metros. III. Las mallas se diseñan para fallas a baja frecuencia. No se consideran fallas de alta frecuencia como descargas atmosféricas para el diseño de las mallas.

IV. La malla se diseña para ser capaz de disipar el 100% de la corriente de falla trifásica o de línea a tierra, la que resulte mayor. V. La malla debe cubrir toda el área de la subestación y extenderse un metro hacia afuera de la verja.

VI. La gravil la de diseño de la malla tiene que cumplir con los siguientes requisitos:

a) El valor de resistividad mínimo permitido de la superficie de la subestación es de 1300 ohm-metros para condición húmeda que se usara para el cómputo del análisis de la malla, con excepción de los casos donde se realicen pruebas para determinar la resistividad (De acuerdo a la IEEE Std 80-2000).

Tabla 24. Resistividad típica para materiales usados en superficies de

subestaciones (de acuerdo a la IEEE STD 80-2000).

Número Descripción del material Resistividad de la muestra Ω-m.

de superficie Seco. Húmedo

1 Granito 140x10⁶ 1300(agua superficial 45 Ω-m)

2 Granito molido 1.5 pulg. (0.04)m. 4000 1200(agua llovida 100 W)

3 Granito molido 0.75-1 pulg. (0.02-0.025)m.

6513(10min. Después de drenar agua a 45 Ω-m)

4 Granito limpio 1-2 pulg. (0.025-0.05)m.

1.5x10⁶ a 4.5x10⁶

5000(agua de lluvia a 100 Ω-m)

5 Granito limpio 2-4 pulg. (0.05-0.1)m.

2.6x10⁶ a 3x10⁶

10000(agua de lluvia a 100 Ω-m)

6 Piedra caliza. 7x10⁶ 2000-3000(agua superficial 45 Ω-m)

7 Granito limpio similar a la grava 0.75 pulg. (0.02)m. 2x10⁶ 10000

8 Granito lavado 10x10⁶ 5000

9 Granito lavado #57 0.75 pulg. (0.02)m. 190x10⁶ 800(agua superficial 45 Ω-m)

10 Asfalto. 2x10⁶ a 10000 a 6x10⁶



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30x10⁶

11 Concreto. 1x10⁶ a 30x10⁹ 21 a 100

VII. Aun cuando se especifican 6” de gravil la en los planos de construcción, se requiere uti l izar 4” como el valor de diseño o de análisis para compensar por la compactación natural de la gravil la y las variaciones que ocurren al depositarlas en la subestación.

8.2. PROCEDIMIENTO DE DISEÑO. Los siguientes pasos para diseñar un sistema de tierras tipo malla son los siguientes: Paso 1. Datos de campo Área ocupada por la malla de tierras y resistividad del terreno. El área que ocupará la malla podrá determinarse a partir del plano general

de arreglo de equipos de la subestación. En este plano estarán indicados los límites y la ubicación de los equipos. La resistividad del terreno podrá determinarse con algunos de los métodos

estudiados anteriormente o de datos promedio proporcionados por tablas. Las pruebas de resistividad determinarán el perfil de resistividad y el modelo

del suelo a utilizar (uniforme o de dos capas). Paso 2. Dimensionamiento del conductor Cálculo de la corriente de falla. Tiempo de duración de la falla y diámetro

del conductor de la malla. La corriente de falla podrá calcularse con las fórmulas descritas

anteriormente y será la máxima que los conductores puedan conducir en la malla de tierras.

El tiempo de duración de la falla reflejará el tiempo máximo posible para la liberación de la falla, incluido el de operación de una protección de respaldo.

Paso 3. Cálculo de potenciales de paso y de contacto tolerables.

Los potenciales de paso y contacto tolerables, se calcularán con las ecuaciones descritas anteriormente. La selección del tiempo ts estará basado en el criterio del Ingeniero de Diseño, de acuerdo con lo establecido en el estudio de coordinación de protecciones.

Paso 4. Diseño inicial de la malla

El diseño preliminar de la malla deberá incluir un conductor rodeando el área completa de la subestación. Se localizarán conductores cruzados en dos direcciones formando una retícula para permitir la conexión a tierra de los diferentes equipos. El espaciamiento entre estos conductores y la localización de varillas de tierra, deberá basarse en la corriente IG y en el área a proteger por la malla.

Paso 5. Resistencia a tierra de la malla



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Puede determinarse un valor preliminar de resistencia de la malla con las ecuaciones indicadas en el punto 3 de estas notas.

Para el diseño final, pueden encontrarse estimaciones más precisas de la resistencia, especialmente cuando en los cálculos se emplea la resistencia de las varillas.

Para esta aplicación se utilizarán las ecuaciones que incluyen el efecto que produce el tener dos diferentes resistividades en el terreno.

Paso 6. Corriente de malla

La corriente IG se determina por las ecuaciones estudiadas anteriormente. Para evitar un sobredimensionamiento de la malla, se usará en el diseño, únicamente aquella parte de la corriente total de falla 31o que fluye de la malla hacia el terreno y que contribuye a los potenciales de paso y de malla y a la elevación de potencial de la malla. La corriente IG deberá reflejar la peor condición de falla (tipo y localización), el factor de decremento y cualquier expansión futura del sistema eléctrico.

Paso 7. Comparación de potenciales Si la máxima elevación de potencial de la malla del diseño preliminar está

por debajo del valor del potencial de contacto tolerable, ya no es necesario realizar más cálculos, únicamente se agregarán, si se requieren, conductores adicionales para puesta a tierra de equipos.

Paso 8. Cálculo de potenciales de paso y de contacto en la malla Los potenciales de paso y de contacto en la malla se calcularán con las

ecuaciones descritas en los párrafos correspondientes. Paso 9. Comparación de potencial de contacto en la malla con el potencial de

contacto tolerableEn este paso se compararán el potencial de contacto en la malla, también llamado potencial de malla, con el potencial de contacto tolerable calculado en el paso 3. Si el potencial de malla es menor que el potencial de contacto tolerable, el diseño puede completarse (ver paso 10) y si no, tendrá que modificarse el diseño preliminar (ver paso 11).

Paso 10. Si los potenciales de paso y de contacto en la malla son menores a los

potenciales tolerables, el diseño necesitará solamente de conductores adicionales para puesta a tierra de equipos, si no, tendrá que revisarse el diseño preliminar.

Paso 11. Si se exceden los límites de los potenciales tolerables, se requerirá de una

revisión en el diseño de la malla. Esta revisión incluirá espaciamientos más pequeños entre conductores,

varillas de tierra adicionales, etc. Paso 12. Detalles en el diseño Después de satisfacer los requerimientos para cumplir con los potenciales

tolerables, deberá revisarse el diseño final para incluir conductores que hagan falta cerca de los equipos que se van a conectar a tierra, o adicionar varillas en las bases de los apartarrayos o en los neutros de transformadores, etc.



87

Tabla 25. Nomenclatura usada en las formulas para diseñar una red de tierras.

PARÁMETROS DE DISEÑO DE RED DE TIERRAS.

A = Área cubierta por la red en m2 ρ = Resistividad del terreno en Ohms.m 3Io = Corriente de falla simétrica en la subestación para dimensionar el conductor en

Amperes. tc = Duración de la corriente de falla para dimensionar el conductor de tierra, en seg. d = Diámetro del conductor de la malla en metros. Econt50 = Voltaje de contacto tolerable por el cuerpo humano (50 kg. de peso), en

volts. Econt70 = Voltaje de contacto tolerable por el cuerpo humano (70 kg. de peso), en

volts. Epaso50 = Voltaje de paso tolerable por el cuerpo humano (50 kg. de peso), en volts. Epaso70 = Voltaje de paso tolerable por el cuerpo humano (70 kg. de peso), en volts. D = Espaciamiento entre conductores paralelos, en metros. n = No. de conductores paralelos. LM = LS = Longitud total de conductores del sistema de tierras, incluyendo malla y

varillas de tierra, en metros. h = Profundidad de enterramiento de los conductores de la malla, en metros. Rg = Resistencia del sistema de tierras, en Ohms. Lc = Longitud total de los conductores de la malla, en metros. LR = Longitud total de las varillas de tierra, en metros. IG = Máxima corriente de malla que fluye entre la malla de tierras y el terreno que

la rodea en Amperes. tf = Duración de la corriente de falla para determinar el factor de decremento, en

segundos. Em = Voltaje de contacto en la malla, en volts. Es = Voltaje de paso en la malla, en volts. Km = Factor de espaciamiento para voltaje de malla, método simplificado. Ks = Factor de espaciamiento para voltaje de paso, método simplificado. Ki = Factor de corrección para la geometría de la red, método simplificado. Kii = Factor de corrección que ajusta los efectos de los conductores interiores de

la malla. Kh = Factor de corrección que enfatiza el efecto de la profundidad de la malla.

8.2.1. Diseño de la red de tierras.

Cálculo de la sección del conductor de la red:

Constante de tiempo subtransitoria equivalente:

Ta = Constante de tiempo subtransitoria en segundos.

X/R = Relacion X/R del sistema.

==π*120

/ RXTa



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Del siguiente rango la selección de tf deberá corresponder a un menor tiempo de liberación de falla en subestaciones de transmisión y para subestaciones de distribución. Se recomiendan entre 0.25 a 1 segundo. Un valor usual es 0.5 segundos.

8.2.2 Cálculo del factor de decremento (Df):

Es un factor de ajuste que se usa conjuntamente con los parámetros de la corriente simétrica de falla a tierra en los cálculos de aterrizaje orientados con seguridad. Determina el equivalente rms de la onda de corriente asimétrica para una duración de falla dada, tf. A su vez, el factor de decremento para el tiempo de duración de la falla (tf), que está en función del valor de la relación de reactancia (X) y de resistencia (R) en el punto de falla. Si el tiempo de duración de la corriente es mayor o igual a 1 segundo, o la relación X/R en el punto de localización de la falla es menor que 5, el factor de decremento puede despreciarse, es decir Df = 1.

8.2.3 Factor de proyección (CP).

En el diseño de un sistema de tierra, es necesario tomar en cuenta el incremento de la corriente de falla en la subestación, provocado por los cambios futuros en la topología o en el aumento en la capacidad del sistema. Debido a que modificaciones posteriores a la red de tierra resultan imprácticas y costosas, por lo cual generalmente no se realizan, dando motivo a que el sistema de tierra sea inseguro. Para tener un sistema de tierra seguro durante la vida de la subestación, se debe considerar el caso más desfavorable de la magnitud de corriente de falla en el mismo período. Una práctica común es considerar, para la corriente de falla en la subestación, el valor eficaz (rms) de la componente de corriente alterna de la corriente interruptiva de corto circuito nominal de los interruptores, el cual normalmente contempla los cambios futuros en el sistema.

Corriente máxima de malla:

IG = Corriente máxima de tierra o de malla.

Df = Factor de decremento.

Icc = Corriente de corto circuito simétricos de 3 fases o de fase a tierra.

=⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛ −−+= a

f

f

af T

te

tTD

211

== CpDIccI fG **



89

Sección de conductor:

Conectores con soldadura exotermica Tm = 1084°C

Fórmula simplificada.

AKCM= IG*Kf* ft

IG = Corriente máxima de tierra o de malla.

Kf = Es la constante para los materiales de varios valores de Tm (temperatura de fusión o la temperatura limitada del conductor).

ft = Tiempo de duración de la falla en segundos.

8.2.4 Cálculo de potenciales tolerables.

Factor de reducción CS.

De la referencia de la IEEE Std 80-2000, figura 11 obtenemos:

Factor de reducción CS.

Potenciales tolerables.

De Paso:

=+

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−=09.0*2

1*09.01

s

SS

hC

ρρ

=+−= S

SK ρρρρ

( ) =+=f

SSSt

CE 157.06100070 ρ



90

De Contacto:

Para profundidades entre 0.25 y 2.5 metros se requiere una corrección por profundidad:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+

++=AhAL

Rg /20111

2011ρ

Corriente máxima de malla.

Cálculo de GPR.

Cálculo de potenciales en la malla. Cálculo del valor de “n”:

( ) =+=f

SStt

CE 157.05.1100070 ρ

== CpDIccI fG **

== gG RIGPR *

==p

ca

LLn *2



91

Cálculo de Kii:

El factor Kii es igual a: 1 si se usan varillas a tierra en las esquinas o perímetro de la malla.

Sin varillas de tierra o con pocas varillas esparcidas en la red, pero ninguna en las esquinas o en el perímetro de la red del sistema de tierra.

Cálculo de Kh:

h = Se toma de referencia como valor 1 metro.

H0 = Profundidad a la que se entierra la red o malla.

Cálculo de LM (Para calcular EM):

==A

Ln pb

*4

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡=

LyLxA

xc

ALyLn

**7.0

*

==22

yx

md

LLDn

== dcba nnnnn ***

( )==

n

ii

nK 2

*2

1

=+=0

1hhKh

=+

+=⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+ r

yx

rCM L

LL

LLL *22

22.155.1 *



92

Cálculo de LS (Para calcular ES):

Cálculo de Km:

Cálculo de Ki:

Cálculo del potencial de malla.

Cálculo de potencial de paso:

( ) =+= )*85.0(*75.0 RCS LLL

=+= )*0148.0(644.0 nKi

==M

Gimm

LIKKE ***ρ

==S

GiSS

LIKKE ***ρ



93

9. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACION COMPACTA PARA UN CARCAMO DE AGUAS RESIDUALES.

9.1.1. DATOS PROPORCIONADOS POR EL CLIENTE. Nombre del cliente. Delegación Cuauhtémoc.

Dirección. Tercera sección de la unidad habitacional de Tlatelolco, dentro del perímetro delegacional, paseo de la reforma esquina con Manuel González.

Ciudad. México Distrito Federal.

Información para desarrollar proyecto.

Primario. Secundario

Tension de operación.

(kV).

23 0.440

caccasimetriI (kA). 14.02

Primario. Secundario. Interior. Exterior

Tension de operación.

(kV).

23 0.440 Tipo de gabinete.

. X

Iccasimetrica. (kA). 14.02

Dimensiones del lugar de la

instalación.

Largo

(m).

Ancho.

(m).

Altura.

(m).

7.5 4.5 3

Carga instalada. 369.25 kVA. Barras. Cable. Otro.

Factor de demanda. 0.8 %. Tipo de acoplamiento.

X.

Factor de crecimiento.

1.30 %.



94

Numero de secciones. 6

Sección 1. Medición.

Sección 2. Cuchillas de paso.

Sección 3. Seccionador con carga (Bloque de seguridad 3 apartarrayos y 3 fusibles limitadores de corriente).

Sección 4. Acoplamiento lateral.

Sección 5. Transformador de 500 kVA, 23 / 0.440 - 0.220 - 0.127 kV.

Sección 6. Tablero de distribución principal para baja tensión.

123465 N.P.T.+ 0.33

RELLENO D

CORTE A-A´

REGISTRO DE1.00X1.00X1.30

3.05 mts. DE LONGITUDTIPO COPPERWELD 19 mm. Ψ xELECTRODO DE VARILLA DE COBRE

3.05 mTIPO ELECT

ARMADOBASE DE CONCRETO

0.15

0.90

0.76


1.00

0.60

0.60

0.150.60

0.70


SARDINEL

0.10

3.05 mts. DE LONGITUDTIPO COPPERWELD 19 mm. Ψ x

ELECTRODO DE VARILLA DE COBRE

1T- PVCE-51 ΨPEND. 3%

N.P.T.- 0.97

N.P.T.- 0.57

Figura 37. Subestación compacta NEMA 3R.



95

9.1.2. SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR.

demanda de * FactorkVAkVA INSTALADOSDEMANDADOS =

8.0*25.369=DEMANDADOSkVA

40.295=DEMANDADOSkVA

DEMANDADOS

INSTALADOS

kVAkVAFactor =diversidad de

25.15.295

25.369diversidad de ==Factor

diversidaddeFactor ocrecimient deFactor *kVA ador transformdel INSTALADOS

=Capacidad

kVA 02.3841.25

1.30 * 369.25 ador transformdel ==Capacidad

Se selecciona la capacidad comercial inmediata superior para el transformador, de esta manera:

Transformador tipo subestación de 500 kVA con un sistema de enfriamiento OA, 3 fases, lado primario 23 kV, lado secundario 0.440-0.220 kV, conexión delta-estrella, frecuencia a 60 Hz, con 4 derivaciones (2 arriba y 2 debajo de 2.5% respecto a la tensión nominal) y para operar a una altitud de 2240 m.s.n.m.

Nota: Al seleccionar el transformador es importante tomar en cuenta el tipo de enfriamiento adecuado de acuerdo a las sobrecargas temporales que se presenten. Si la sobrecarga temporal es menor al 133% de la capacidad nominal se debe seleccionar el tipo de enfriamiento OA, si la sobre carga temporal en mayor a 133% se debe seleccionar el tipo de enfriamiento FOA.

9.1.2.1. CALCULO DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR.

Se calculan la corriente de nominal y de sobrecarga del transformador para determinar las características de la protección del lado primario. • Corriente nominal primaria:

PRIMARIO

PRIMARIO

kVkVAIpc

*3=



96

A. 55.1223*3

500==PRIMARIOIpc

• Corriente de sobrecarga primaria: Como el transformador es de enfriamiento OA, y de la tabla 3. (Capacidad de sobre carga) obtenemos los factores de enfriamiento y temperatura:

Factor de seguridad = Factor de enfriamiento * Factor de temperatura

Factor de Seguridad=1.00 * 1.12 = 1.12

seguridaddeFactorII PCreferidaMAX *=

A. 14.056 12.1*A 55.12 ==MAXI

9.2. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR.

Como el transformador es de 500 kVA se protegerá con un fusible en el lado primario, ya que para utilizar interruptores la capacidad del transformador debe de ser de 4.5 a 9.4 MVA.

Para facilitar el graficado de la protección del transformador se toma los kVbase y se refieren al lado primario del transformador. kVbase= 23 kV

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

SUMINISTRO

BASE PCreferida

kVkV *I PCPI .

IPCP=12.55 A * 23 kV / 23 kV. IPCP=12.55 A • Punto Inrush

Para calcular el punto Inrush nos auxiliamos de la tabla 7. (Múltiplos de la corriente de magnetización). P.I. = (Iinrush, 0.1 s) Iinrush = IPCP * Finrush,



97

Finrush = 8 Iinrush = 12.55 A * 8 = 100.4 A P.I. = (100, 0.1 s) • Curva ANSI.

Para calcular las curva ansi nos auxiliamos de las tablas 4. y 5. (Clasificación de transformadores para el cálculo de la curva de daño y parámetros para el cálculo de los puntos de la curva ANSI respectivamente). Transformador categoría I. Factor ANSI = 0.58 • Limites NEC. Para calcular el límite NEC nos auxiliamos de la Tabla 6. (Corriente de ajuste máximo para el disparo mínimo por sobrecarga de interruptores y fusibles en función del valor de la impedancia del transformador (ZT) y de sus voltajes primario y secundario). Protección con fusible el factor = 3 NECprimario = Factor de protección * IPCP NECprimario = 3*12.55 = 37.65 A • Protección Primaria seleccionada. Fusible mca. Cooper, modelo ELSG 2.0 Tensión nominal 23 kV. Corriente nominal 25 A Capacidad interruptiva de 10 kA. Los puntos antes mencionados se representan en la grafica 1 (zona de daño del transformador y curva de operación del fusible). Puntos a graficar. Punto 1. Tiempo (seg). Corriente (A). 1 3 269.66 2 50 63



98

9.2.1. ZONA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR Y CURVA DE OPERACIÓN DEL FUSIBLE.

CURV A S CA RA CTE RIS TICA S TIE MP O-CORRIE NTE

TE NS ION DE TRA ZA DO : FE CHA :

NRO:

P OR:

0.44 kV 2-19-2012

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0.5 1 10 100 1000 10000

Corriente en amperios: x 1 a 0.44 kV y x 0.019 a 23kV .

1-Fusible COOP E R 23K V E LS G 2.0 Nominal: 25 [A ] 23.00 [kV ]

500 CRTE DE IRRUP CIÓN

2-Transformador Z=4.70 [] P =500 [kV A ] 23.00 [kV ] FLA =656.08 [A ]

500 kV A FLA

Figura 38. Coordinación de protecciones con el software CyMTCC.



99

9.3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. (CFEL0000-96).

De la tabla 17 de las normas de CFE CFEL0000-06 “Niveles de aislamiento normalizados para equipo de la categoría A”, se tiene lo siguiente. Para una tensión nominal del sistema eficaz de 24 kV (23 kV para el caso de estudio): • Tensión máxima de diseño=26.4 kV. • NBAI=150 kV • Tensión critica de flameo.

[ ]kV 75.163916.0

150916.0

===NBAITCF

• Distancia de fase a tierra y de fase a fase. Una vez obteniendo el TCF se procede a calcular para una altura de 1,000 m.s.n.m. la distancia de fase a tierra y entre fases. Para obtener el valor de K3 lo obtenemos de la tabla 18 (Factor K3). K3=550 conductor estructura.

[ ]m 3K

TCFd ft =−

[ ]m 29.0

55075.163

==− ftd

[ ]m * 7.1 ftff dd −− = [ ]m50.0.290 * 7.1 ==− ffd

• Corrigiendo distancias de fase a tierra y fases a fase para una altura de 1000 m.s.n.m. a una

altura de 2300 m.s.n.m.

1000 1000 *1001000*0125.0 dhddh ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+=

dh: Distancia de fase a tierra a una altura h, en m.s.n.m. d1000: Distancia de fase a tierra hasta 1000 m.s.n.m. h: Altura de la instalación en metros.

ANÁLISIS DE LA MALLA DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN DE POTENCIA (TEOTIHUACÁN) PARA SU MEJORAMIENTO.

INGENIERÍA ELÉCTRICA SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 100

[ ]m 33.029.0*100

10002300*0125.0 0.29 =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+=− ftdh

[ ]m 64.050.0*100

10002300*0125.00.50 =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+=− ffdh

La distancia mínima que debe de existir entre las barras y las láminas de los gabinetes es de 0.33 m. 9.4. SELECCIÓN DE LOS APARTARRAYOS. • Tensión nominal (Vn). Con un aterrizamiento sólidamente aterrizado y auxiliándonos de la tabla 21 (Clasificación de los sistemas según el aterrizamiento del neutro), obtenemos el coeficiente de aterrizamiento. ke = 0.8 (sistemas sólidamente aterrizado).

Vn=ke*Vmax Vn=0.8*26.4 Vn=21.12 [kV] • Corriente de descarga (Id). De la tabla 22 tenemos: K=3 Suponemos que la impedancia de la línea sea: Zo=300 Ω El número de líneas de alimentación en igual a uno tenemos:

kA 33*300

150*2==dI

• Margen de protección. Margen de protección por rayo debe ser menor al 20% y con la siguiente ecuación llenamos la tabla que sigue, junto con datos del fabricante del apartarrayo. De acuerdo a la tabla 2.6.7 de la norma de CFE-BMT-DP se obtiene los valores del voltaje residual en el apartarrayos (VR) y de VG.



( )[ ] %48.24100*1)25.22/5852(*2

150 =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

++=MP

Para asegurar el margen de protección mínima debe de ser del 20% establecido por la norma ANSI C62.22, Y se recomienda reducir al mínimo posible la longitud de las guías de conexión e instalar apartarrayos en los puntos abiertos. Nota: Para determinar el apartarrayo adecuado para el diseño se recomienda seleccionar la magnitud de corriente de descarga más severa , generalmente no mayor a 20 KA las corrientes superiores a este valor no se consideran porque su probabilidad de ocurrir es muy baja y su inclusión no resulta económica. Por otra parte, hay que recordar que la mayoría de la veces los rayos no caen directamente sobre las subestaciones. 9.5. SELECCIÓN DE BARRAS. El tipo de barras que se proponen es de cobre. Con los datos proporcionada por el cliente tenemos: IMAX: 14.06 A. ICCSIMETRICOS: 251 A. ICCASIMETRICOS: 402 A. • Corriente de golpe.

A. 94.638.251*8.1*2*8.1*2 === AII OSCCSIMETRICg

A. 32.1023.402*8.1*2*8.1*2 === AII COSCCASIMETRIg

• Selección de Barras a corriente nominal. De la tabla 12. (Corrientes en barras rectangulares y distancias mínima entre fases y tierra) seleccionamos una barra para una corriente nominal de cortocircuito de 447 A. - Dimensiones 51x3 mm. -Sección 162 mm2.



• Comprobación de barras en estabilidad térmica. La temperatura máxima permitida para barras de Cobre es de 300 °C Suponemos que el tiempo de liberación de falla es de 3 segundos y auxiliándonos de la figura 9. (Curvas de tiempo ficticio en función de la relación β=Iccasimetricos/Iccsimetricas) tenemos que: t= 3 seg.

60.1251402

cos

===ccsimetri

occaimetric

IIβ

De la figura 9 tenemos: tf=2.9 seg. Ahora empleando la figura 8. (Curvas de dependencia A=f(Q) para conductores de cobre y aluminio) y sabiendo que la temperatura inicial para el cobre es de θi=70°C, entonces gráficamente tenemos:

224 /*a*A 10*3.1 mmSAiCU = Entonces:

=+= CUfSIMETRICACC

CU AitS

IAf *2

2

2

244

2

2

mmaA 1.3007x10 103.19.2*

162251 SxAfCU =+=

De nuevo de la figura 8. le corresponde θf=70°C, y se debe de cumplir que:

(70°C-70°C) < (300°C-70°C) 0°C<230°C • Comprobación de barras en estabilidad dinámica. De las distancias anteriormente calculadas de fase a fase tenemos que: a= df-f = 60 cm.



cm. / kgf 00031.010*60

1023.32 77.110*ai 77.1 8

28g

2

=== −−MAXf

Se propone una distancia entre aisladores de l = 150 cm. Y teniendo las dimensiones de las barras que son de: b: 0.3 cm. h: 5.1 cm. Las barras están colocadas de canto.

322

cm 0765.0 60.3*5.1

6*

===bhW

cm*kg 0.7 10

150 * 0.00031 10*

===lfM

Para el cobre el esfuerzo máximo permitido es de σperm= 1400 kgf/cm².

permcal

Wlf

wM σσ ≤==

10* 2

kg/cm. 9.1 0.0765

0.7 ===wM

calσ

permcal σσ ≤

Al cumplirse esta condición las barras son estables dinámicamente.



9.6. SELECCIÓN DE AISLADORES. Para seleccionar los aisladores se calculan los esfuerzos.

kgf 0.0465150 * 0.00031 *max === lffcal OPCION 1. Se selecciona un aislador marca RAYCHEM Tensión nominal 25 kV Catálogo No. EPBI-210 Tensión de Choque soportable (valor cresta kV) =155 Distancia de fuga 740 mm. Distancia de arco 245 mm. 9.7. SELECCIÓN DE CUCHILLAS. Estas se seleccionan con los siguientes parámetros: Estas se seleccionan con los siguientes parámetros:

• El voltaje de operación. • Corriente nominal. • El N.B.A.I.

OPCION 1 Se seleccionan cuchillas tripolares de un tiro. Tensión nominal de diseño = 25.8 kV Corriente nominal = 400 A Tensión de Choque soportable (valor cresta) = 150 kV Resistencia a los cortocircuitos en estado de conexión corriente nominal (3seg.)= 8.08 kA Par nominal de accionamiento = 38 kgf. Por lo tanto se selecciona una subestación compacta marca AMBAR de arreglo MN-02 NEMA 3R, la cual se ha seleccionado con los datos calculados anteriormente. Para la protección del personal, medio ambiente y del equipo eléctrico se diseña y calcula el sistema de puesta a tierra (malla) con el software CyMGrd; el cual es para drenar a tierra las corrientes de corto circuito.



9.8. SOFTWARE CyMGrd.

CYMGRD ha sido desarrollado para ayudar a los ingenieros para diseñar y mejorar el diseño de redes de conexión a tierra en subestaciones y edificios. El programa puede interpretar las medidas de la resistividad del suelo, de elevación de potencial de tierra y evaluar los puntos peligrosos en cualquier área de interés.

El programa efectúa el análisis de resistividad del suelo en base a las mediciones de campo, análisis necesario para obtener un modelo del suelo que se usará subsecuentemente en el análisis de las elevaciones de potencial. El módulo permite el análisis de modelos de terreno “a estrato único” o “estratificados en dos capas”. El mismo módulo calcula las tensiones de paso y contacto admisibles conforme a la IEEE Std 80-2000. El usuario define la magnitud de la corriente de falla probable, el espesor y la resistividad de una capa de material (como la piedra triturada) aplicada a la superficie del suelo, el peso corporal y el tiempo previsto de exposición.

CYMGRD puede calcular el dimensionamiento de los electrodos de puesta a tierra y la elevación del potencial del sistema (GPR). También puede determinar la resistencia equivalente de mallas conectadas a tierra de formas arbitrarias, compuestas de conductores de tierra, varillas a tierra y entidades de tipo arco gracias a técnicas matriciales para resolver las corrientes canalizadas hacia la tierra. Para evaluar los efectos de proximidad, pueden modelarse electrodos directamente energizados y/o pasivos, no conectados a la malla energizada.

CYMGRD calcula los gradientes de potencial de contacto y de superficie en cualquier punto de interés dentro del área que se investiga. El programa puede también generar las líneas equipotenciales para los potenciales de superficie y/o contacto así como los perfiles que describen las tensiones de paso y contacto en cualquier dirección. El código de colores permite visualizar los resultados en dos o tres dimensiones, facilitando la evaluación de la seguridad del personal y de los equipos en cualquier parte de la malla de puesta a tierra.

Los resultados de otros tipos de diseños de mallas pueden mostrarse simultáneamente, para fines de comparación.



9.9. DISEÑO PROPUESTO PARA EL SISTEMA DE TIERRAS.

Figura 39. Malla a simular de la subestación compacta (Tlatelolco) con

el software CYMGrd.

Este diseño de la malla se ha realizado con el software de CyMgrd de CYME. Los resultados que se obtuvieron de la simulación de la malla son satisfactorios, ya que los valores máximos permitidos por la normas mexicanas y de la referencia de la IEEE STD 80-2000 quedaron por debajo de estos niveles de potenciales y de resistencia de la malla de tierra. A continuación se presenta los resultados obtenidos:



9.9.1. NIVELES DE UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA O DE SUPERFICIE (GPR) PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CARCAMO TLATELOLCO).

Las graficas y valores que a continuación se presenta se verá el comportamiento del máximo potencial de tierra y los potenciales en la malla (de toque, paso y transferencia) ante la corriente de corto circuito de 14024 amperes. Se presenta una barra de código de colores (Ver figura 40), en donde el color rojo representa la magnitud del potencial de tierra máximo de su valor al 100%; y de ahí, la magnitud del potencial de tierra va decreciendo en porcentajes de 75,50 y 25% hasta llegar a cero.

Figura 40. Nivel de umbral de GPR máximos en la malla de la figura 39.



Figura 41. Umbral del máximo potencial de tierra en la subestación compacta (Cárcamo Tlatelolco) de la figura 39.



Figura 42. Umbral del máximo potencial de tierra en la subestación compacta (Cárcamo Tlatelolco) vista en 3D de la figura 39.

9.9.2. NIVELES DE UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O DE CONTACTO TOLERABLE PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO TLATELOLCO).

Se presenta una barra de código de colores (Ver figura 49), en donde el color rojo representa la magnitud del potencial de toque o contacto máximo de su valor al 100%; y de ahí, la magnitud del potencial de toque va decreciendo en porcentajes de 75,50 y 25% hasta llegar a cero.



Figura 43. Nivel de umbral del potencial de toque o contacto máximo tolerable para una persona que al menos tenga un peso corporal de 70

kg. de la figura 39.

Figura 44. Umbral del potencial de toque o contacto máximo tolerable para una persona que al menos tenga un peso corporal de 70 kg. de la

figura 39.



Figura 45. Umbral del potencial de toque o contacto máximo tolerable para una persona que al menos tenga un peso corporal de 70 kg. vista

en 3D de la figura 39.

9.9.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO TLATELOLCO).

En la siguiente grafica se presenta los potenciales obtenidos al recorrer una corriente de corto circuito 14024 amperes sobre la malla de la subestación compacta del cárcamo de bombeo de aguas residuales.



Figura 46. Grafica de potenciales de contacto en la malla VS contacto máximo admisible, GPR en la malla VS elevación de potencial de tierra,

potencial de paso en la malla VS paso máximo admisible.



9.9.4. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO CON EL SOFTWARE ASP (CÁRCAMO TLATELOLCO).

ASP Versión 1.0 Marzo 2001 Reporte de análisis del sistema de potencia Archivo: C:\ASP2.0 10 barras\Ejemplos\Corto circuito\Carcamo tlatelolco.asp Fecha: 19/03/2012 hora: 01:52:34 a.m. Título: Corto circuito Cárcamo Autor: MVA base: 750 KV base: 23 en la barra: Barra-0 CORTO CIRCUITO MÁXIMO ———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— Corto circuito trifásico (en KA) en la barra Barra-2, Nº 2 ================================================================================ Corriente subtransitoria Ik" = 14.024<-81.4º Corriente pico Ip = 32.609 Corriente de ruptura Ib = 11.435 Corriente de rég. estable Ik = 11.364 Perfiles de tensión en las barras para esta falla ========================================================================== Barra Nº KV | Barra Nº KV --------------- ---- -------------- | --------------- ---- -------------- Barra-4 1 0.049<-47.1 | Barra-1 3 13.102<0.1 Barra-2 2 0.000<0.0 | Barra-0 4 13.140<-0.1 ========================================================================== Contribuciones de corriente a la barra fallada (KA) ======================================================= M1-150H.p 0.777<-88.6 M2-150 H.p 0.777<-88.6



M3-75H.p 0.606<-88.1 M4-75H.p 0.606<-88.1 M5-5H.p 0.202<-84.3 Gen-0 1.140<-89.0 Barra-4 9.957<-78.6 ======================================================= ===================================================================== VERIFICACIÓN DEL SISTEMA... 0.000 seg. PREPARACIÓN DE DATOS... 0.000 seg. CÁLCULO DEL CORTOCIRCUITO... 0.016 seg. ———————— ANÁLISIS CONCLUIDO EN 0.016 seg.



9.10. DIAGRAMA UNIFILAR (CÁRCAMO DE BOMBEO TLATELOLCO).

3x450 A.D

.

AC

OM

ETID

AT

RIFA

SICA

SU

BTE

RR

ANEA

23 KV

, 3F

M

G

NoF-N

oHI (A

MP.)

CAL.A

WG

(F)C

AL.A

WG

(N)

L(m)

er%V

OLTS

KW

3F-4H686.63

3-4/0 X FASE

3-4

20.00.39440369.3 KW

TAB

LER

O T

RA

NS

FER

EN

CIA

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CONCLUSION.

El cárcamo de desazolve de aguas negras fue una necesidad que requería la población de la zona de Tlatelolco y que ya fue satisfecha, ya que esta zona y demás delegaciones del distrito federal sufren de inundaciones por la falta de bombeo de aguas negras. Con instalaciones de este tipo se beneficia a la población y más que nada a la zona de Tlatelolco.

La necesidad para desarrollar un proyecto eléctrico y seleccionar una subestación compacta se baso en la carga instalada, el área de instalación y el ambiente al cual iba a estar expuesto el equipo eléctrico. Las instalaciones eléctricas son una parte muy importante para un proyecto en general, ya que si no se ejecuta en tiempo y forma se retrasa la obra y esto se refleja en dinero, Y en nuestro caso lo eléctrico es el corazón para el funcionamiento del Cárcamo de Tlatelolco.

Hoy en día existen muchas marcas de subestaciones compactas, pero es tarea del ingeniero la selección y verificación de cada elemento que tiene esta misma y que cumplan con las normas mexicanas. Además de tener la subestación compacta se requería un sistema de tierras que fuera seguro y cumpliera con los requisitos de la normatividad vigente; y para esto el uso de software es una herramienta necesaria para todas las áreas de la ingeniería, ya que agilizan en cuanto al tiempo de diseño y nos dan valores más exactos, pero así como da valores exactos también nos pueden dar valores erróneos por no tener los conocimientos necesarios sobre los cálculos que realiza el software.

EL proyecto que se presento en este trabajo de tesis se desarrollo y fue ejecutado con éxito para la delegación Cuauhtémoc, en el cual la necesidad expuesta desde un inicio se ha resuelto. Toda la metodología y criterios empleados para este trabajo se ha basado en la normatividad vigente de nuestro país (NOM-001-SEDE-2005), y además se tomaron de referencia documentos de la IEEE. La supervisión de esta obra fue hecha por una unidad verificadora (UV) y autorizada para su funcionamiento.

La ingeniería eléctrica es una parte muy importante para el desarrollo de proyectos ya que están ligadas a la ingeniería civil, ingeniería mecánica e ingeniería ambiental.



BIBLIOGRAFÍA

Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas

(Utilización).

Ing. Rodolfo Lorenzo Bautista. Sistemas De Tierra En Subestaciones eléctricas,

1994.

Wagner y R. D. Evans, Symmetrical components C.F New York; McGraw- Hill,

1933.

Fundamentos De Circuitos Eléctricos. J.R Cogdell.

Análisis Básico De Circuitos Eléctricos. Johnson/Hilburn/Johnson..

Industrial Power Systems Handbook. Donald Beeman, Editor. Capitulo 6.

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Handbook Of Electrical Engineering. Alan L. Sheldrake. Capitulo 13. Earthing

And Screening.

Manual De Diseño De Subestaciones. LyFC, Capitulo 5. Diseño De Sistemas

De Tierra.

Ing. Ramón Rivera. Puesta A Tierra De Sistemas De Potencia Y Mediciones De

Campo De Sus Parámetros. Instituto Tecnológico de Cd. Madero, Tamaulipas,

2001.

Problemas De Ingeniería De Puesta A Tierra. De La Vega Daniel; 3ra. Edición,

editorial Limusa.

Elementos De Diseño De Subestaciones Eléctricas. Enriquez Harper; editorial

Limusa.

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José Raúll Martin. Editorial McGraw-Hill.

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Stevenson, William D., Jr. Elements of Power System Analysis, 4th ed. McGraw-Hill, New York 1982.

Enríquez Harper, Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas, 1ª ed. Limusa, México, 1994.

RAULL, José Martín. Diseño de subestaciones eléctricas. México, 1987. McGraw-

Hill



TERMINOLOGIA.

Coordinación de Aislamiento: Conjunto de las disposiciones tomadas para que los materiales eléctricos de una misma instalación tengan un margen de seguridad apropiado respecto de las sobretensiones y que las descargas de arco puedan ser ubicadas en puntos donde no originen daños. En la práctica, se basa en la correlación necesaria entre la rigidez dieléctrica del equipo, las sobretensiones supuestas y las características de los dispositivos de protección.

Puesta a tierra: Se define como una forma de conexión entre las partes

conductoras del equipo y una referencia fija de potencial cero. Esta medida siempre es aconsejable en función de proveer un mecanismo de protección tanto a los equipos como al personal que labora con ellos.

Tensión Nominal de un Sistema Trifásico: Es la tensión eficaz entre fases con

que se designa el sistema y a la que están referidas ciertas características de operación del mismo.

Tensión Máxima de un Sistema Trifásico: Es el valor eficaz de tensión más alto

entre ases que ocurre en el sistema en condiciones normales de operación en cualquier momento y en cualquier punto. Esta definición excluye las tensiones transitorias y variaciones de tensiones temporales debidas a condiciones anormales del sistema.

Tensión Máxima de Diseño del Equipo (Vm): Es el valor máximo de tensión

entre fases para el cual está diseñado el equipo con relación a su aislamiento, así como para otras características que se refieren a esta tensión en las normas relativas al equipo. Esta tensión es el valor máximo de la tensión más alta del sistema para la cual el equipo se pude usar.

Aislamiento interno: Comprende aislamientos internos sólidos, líquidos o

gaseosos que forman parte del aislamiento de los equipos y que están protegidos de los efectos atmosféricos tales como: contaminación, humedad y otras condiciones externas.

Aislamiento Autorecuperable: Es el aislamiento que recupera totalmente sus

propiedades aislantes después de una descarga disruptiva causada por la aplicación de una tensión de prueba; un aislamiento de este tipo es por lo general, aunque no necesariamente, un aislamiento externo.

Aislamiento no recuperable: Es el aislamiento que pierde sus propiedades

aislantes o que no las recupera completamente después de una descarga disruptiva por la aplicación de una tensión de prueba; un aislamiento de este tipo es por lo general, ausnque no necesariamente, un aislamiento interno.



Sistema con Neutro Aislado: Es un sistema cuyo neutro no tiene ninguna conexión intencional a tierra, excepto a través de aparatos de señalización, de medición o de protección, de muy alta impedancia.

Sistema de tierras: Es el conjunto de todas las puestas a tierra que están

interconectadas entre sí y a su vez aisladas de otros sistemas de tierra.

Sistema aterrizado: Un sistema en el cual al menos un conductor esta intencionalmente conectado a tierra ya sea de manera sólida o a través de una impedancia.

Aumento del potencial de tierra (GPR): Es el máximo potencial eléctrico que una subestación de malla aterrizada puede alcanzar, relativo a una distancia de un punto aterrizado que se asume como el potencial de tierra remoto. Este voltaje, GPR, es igual a los máximos tiempos de corriente de malla y resistencia de malla.

Voltaje de toque: Voltaje que experimenta entre los pies y sus manos o su cuerpo

una persona que toque alguna estructura metálica dentro de los predios de una subestación.

Voltaje de paso: Voltaje que experimenta entre sus pies una persona que camina

dentro de los predios de una subestación, cuando la distancia entre sus pies sea de aproximadamente un metro y sus manos o su cuerpo no estén en contacto con ninguna estructura metálica.

Soldadura exotérmica: Fusión de dos metales por medio de una reacción interna

de desprendimiento de energía en forma de calor.

Ampacidad: Capacidad de corriente. Valor máximo de la corriente que puede tolerar continuamente un dispositivo o un conductor sin que sufra daños permanentes por alteración de sus propiedades eléctricas, químicas o mecánicas.

Relleno de puesta a tierra: Mezcla de tierra fina propia de la excavación y/o

tierra fina de otra procedencia (no tierra de cultivo) con aglutinantes naturales y complemento localizado de sales inocuas, que permitan obtener bajas resistencias de dispersión.

Terminal de conexión a tierra: Es un punto aislado de los conductores

eléctricos, pero no de la masa del aparato, al cual se une sólidamente el conductor de conexión a tierra.

Contacto directo: Es el contacto accidental de personas con un conductor activo

(fase o neutros), o con una pieza conductora que habitualmente esta con tensión.



Contacto indirecto: Es el contacto de una persona con masas metálicas accidentalmente puestas bajo tensión, siendo esto el resultado de un defecto de aislamiento.

Contacto a tierra: Conexión accidental de un conductor con la masa terrestre (tierra), directamente a través de un elemento extraño.

Impedancia: Una cantidad compleja cuyo coeficiente es el modulo de la

impedancia, cuyo argumento es el ángulo de fase de la tensión menos el ángulo de fase de la corriente. Se representa con la letra “Z”, y expresa en ohm. Puede consistir solo en resistencia, reactancia, reactancia inductiva, reactancia capacitiva o una combinación de estos efectos.

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