Unidad 02

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UNIDAD II

Subestación de distribucióntipo convencional, de

superficie y subterránea

Tecsup Virtual Subestacion de Distribuciones

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Índice1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................12. OBJETIVOS .............................................................................................................23. CONTENIDO............................................................................................................2

3.1. SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL......................23.2. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE5x7,50 m2 Y SUBTERRÁNEA DE 5x9,50 m2 (CON 6 CELDAS DE 10 kV Y 2 CELDAS DETRANSFORMADOR)..................................................................................................83.3. RESULTADOS DE LA COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADORCONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS...................................................................11

3.3.1. EJEMPLO DE SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLESLIMITADORES DE CORRIENTE DE MEDIA TENSIÓN TIPO E-ANSI PARA PROTECCIÓNDEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS .......................133.3.2. EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO TRIPOLARDE BAJA TENSIÓN PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL ENCELDA DE SE O SS ........................................................................................17

3.4. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL TABLERO TOTALIZADOR Y DE AP DE LA SE DE 5x7,50 m2

Y SS DE 5x9,50 m2.................................................................................................183.5. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE 5x4m2 Y SUBTERRÁNEA DE 5x6 m2 (CON 4 CELDAS DE 10 kV Y 1 CELDA DETRANSFORMACIÓN)...............................................................................................213.6. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTECON CARGA CONTRATADA EN 10 kV DE 50 A 500 kW..............................................223.7. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTECON CARGA CONTRATADA EN 10 kV DE 500,1 A 2 500 kW ......................................233.8. METODOLOGÍA PARA PROTECCIÓN DE ALIMENTADORES TRONCALES DE 10 kVDESDE CELDA DE SALIDA DE SE O SS, MEDIANTE RELÉS PRIMARIOS DESOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 kV; 300 A; 37,5 kA .............24

3.8.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE EFICAZ SIMÉTRICA DE CORTOCIRCUITOTRIFÁSICO FRANCO EN EL ALIMENTADOR TRONCAL DE 10 KV .......................253.8.2. METODOLOGÍA PARA LA CALIBRACIÓN DE LA TEMPORIZACIÓN DE LOSRELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV;300 A; 37,5 KA..............................................................................................283.8.3. METODOLOGÍA PARA CALIBRACIÓN DE LA MÍNIMA CORRIENTE DEOPERACIÓN (NOMINAL) DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE YTIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA....................................32

4. RESUMEN..............................................................................................................355. PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN ...................................................................366. RESPUESTAS A LAS PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN .....................................37


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UNIDAD II

“SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN TIPO CONVENCIONAL, DE SUPERFICIE YSUBTERRÁNEA”

1. INTRODUCCIÓN

La subestación de distribución tipo convencional, para empresas de distribución, puede serde dos tipos: de superficie en caseta y subterránea en sótano de edificios. La subestaciónconvencional de superficie (SE) a su vez es de dos tamaños: la SE de 5 x 7,50 m2 (con 2celdas de transformación y 6 celdas de 10 kV) y la SE de 5 x 4 m2 (con 1 celda detransformador y 4 celdas de 10 kV). La subestación convencional subterránea (SS) a su vezes de dos tamaños: la SS de 5 x 9,50 m2 (con 2 celdas de transformador y 6 celdas de 10kV) y la SS de 5 x 6 m2 (con 1 celda de transformador y 4 celdas de 10 kV).

La subestación de distribución tipo convencional para una planta industrial tiene el tamañoy el equipamiento de acuerdo a su necesidad, que no necesariamente coincide con lanecesidad de las empresas de distribución.

En nuestro medio el equipamiento de la subestación convencional de 10/0,23 kV estánormalizado por Edelnor y Luz del Sur con 1 ó 2 transformadores trifásicos de distribucióntipo convencional de las siguientes potencias nominales (según normas IEC 76 e Itintec370.002): 50, 100, 160, 250, 400, 630, 2x400 ó 2x630 kVA. También se están instalando enzonas urbanas y urbano-marginales las subestaciones convencionales de 22,9/0,22 kV perotodavía no se ha normalizado su equipamiento debido a que son de uso reciente en estaszonas.

En la presente unidad se identifican los criterios de selección y aplicación, respecto alproyecto, de la subestación convencional de superficie y subterránea de 10/0,23 kV paraempresas de distribución. Además, se interpretan los esquemas eléctricos y lasdisposiciones de los equipos cuyas características técnicas se especifican de acuerdo anormas de diseño IEC.

En la presente unidad también se indican los criterios para seleccionar: la corriente nominalde los fusibles limitadores de corriente de media tensión tipo E-ANSI y el interruptortermomagnético tripolar de baja tensión, para protección del transformador convencional encelda de la subestación convencional de 10/0,23 kV.

También se indica el procedimiento para la calibración del relé de sobrecorriente primario yde tiempo definido tipo HB, utilizado para la protección de alimentadores troncales en 10 kVcontra cortocircuitos, desde la celda de salida de la subestación convencional de 10/0,22kV.


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2. OBJETIVOS

En esta unidad el participante debe lograr los siguientes objetivos:

• Seleccionar las subestaciones de distribución tipo convencional de acuerdo a suubicación en alimentadores troncales y laterales de media tensión (10 kV).

• Interpretar los esquemas eléctricos y las disposiciones de los equipos de la subestaciónconvencional.

• Reconocer las especificaciones técnicas de los equipos y materiales de la subestaciónconvencional.

• Seleccionar la corriente nominal de los fusibles limitadores de corriente de media tensióntipo E-ANSI para protección contra cortocircuitos del transformador de la subestaciónconvencional.

• Seleccionar el interruptor termomagnético tripolar de baja tensión para proteccióncontra sobrecargas del transformador de la subestación convencional.

• Calibrar los relés de sobrecorriente primarios y de tiempo definido tipo HB, paraproteger los alimentadores troncales de 10 kV contra cortocircuitos desde celda desalida de la subestación convencional.

3. CONTENIDO

3.1. SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL

a. La subestación convencional de superficie de 5x7,50 m2 o subterránea de 5x9,50m2 (con 2 celdas de transformación y 6 celdas de 10 kV) está prevista paraaplicarse en el recorrido de alimentadores troncales subterráneos o aéreos (eneste caso la llegada y la salida a las celdas de la subestación es subterránea)como puesto de derivación de laterales (PDL) y transformación (disponiendopara este último de 2 celdas con transformador de 50, 100, 160, 250, 400, 630,2x400 ó 2x630 kVA), y además 2 celdas de medición para 2 clientes en 10 kV.

b. La subestación convencional de superficie de 5x4 m2 o subterránea de 5x6 m2

(con 1 celda de transformador y 4 celdas de 10 kV) está prevista para aplicarseen el recorrido de alimentadores laterales subterráneos o aéreos (en este caso lallegada y salida a las celdas de la subestación es subterránea) paratransformación (disponiéndose de 1 celda con transformador de 50, 100, 160,250, 400 ó 630 kVA) y medición de hasta 2 clientes en 10 kV.

Esta subestación también puede aplicarse en el recorrido de alimentadorestroncales subterráneos o aéreos como puesto de derivación de laterales (PDL) ytransformación, siempre que la posibilidad de alimentar clientes en 10 kV seanula, de lo contrario, se considerará la subestación convencional más grande(con 2 celdas de transformador y 6 celdas de 10 kV) del acápite (a).

También se puede aplicar esta subestación en el recorrido de alimentadorestroncales subterráneos o aéreos para atender exclusivamente redes dedistribución secundaria (en 220 V) y clientes en 10 kV, siendo esta aplicación encasos muy especiales.

c. Una subestación convencional subterránea se instalará siempre y cuando no sepueda instalar una subestación convencional de superficie.


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d. Una subestación convencional subterránea puede estar ubicada en sótanos deedificios o parques. Este último caso debe evitarse en lo posible, sin embargo, encasos muy especiales de zonas residenciales de primera o segunda categoríapuede darse pero se deben tomar las medidas de seguridad convenientes ynecesarias como éstas:

• Las rejillas de ingreso se instalarán en las veredas periféricas, para facilitar elacceso hasta ellas.

• El nivel de las rejillas con relación a la vereda será de + 10 ó 15 cm.• El piso que está directamente debajo de las rejillas tendrá un sumidero para

favorecer el drenaje en caso de posibles inundaciones.• Las paredes y el techo serán reforzados para evitar filtraciones a través de

ellos.

e. Las potencias nominales del transformador de la subestación convencional de100 y de 160 kVA, son las recomendadas por los estudios sobre eldimensionamiento óptimo de las subestaciones convencionales para cargas dezonas residenciales y pueblos jóvenes. Para cargas concentradas como edificios,electrobombas, industriales o comerciales, es posible la utilización de potenciasnominales de 250, 400 ó 630 kVA.

f. Las cargas contratadas mayores de 50 kW es preferible económicamentealimentarlas en media tensión (10 kV), pero las cargas contratadas en bajatensión (220 V) pueden alimentarse sin limitaciones técnicas por lo menos hasta225 kW.

g. Si la carga contratada del cliente de 10 kV es de 50 a 500 kW, el equipamientode la celda considera además del sistema de medición, un seccionador fusible depotencia tripolar de 12 kV tipo interior con fusibles limitadores de corriente de 12kV y 40 A para protección y maniobra del alimentador del cliente. Esta magnitudde carga puede alimentarse desde una subestación convencional ubicada en elrecorrido de un alimentador troncal o lateral.

h. Si la carga contratada del cliente de 10 kV es de 500,1 a 2 500 kW, elequipamiento de la celda considera además del sistema de medición, uninterruptor automático tripolar de 12 kV tipo interior con relés primarios desobrecorriente y tiempo definido tipo HB (temporizados en 0 segundos) paraprotección y maniobra del alimentador del cliente. Esta magnitud de carga esexcesiva para ser alimentada por un alimentador lateral, por lo que debealimentarse desde una subestación convencional ubicada en el recorrido de unalimentador troncal.

i. Si la carga contratada del cliente de 10 kV es mayor de 2 500 kW, por ser demagnitud excesiva para ser alimentada por un alimentador troncal, no esalimentada desde celda alguna de subestación convencional, sino desde la celdade subestación de transmisión cercana en el mismo u otro nivel superior detensión.

j. Los componentes de media tensión de la subestación convencional de 10/0,23kV normalizada por Edelnor y Luz del Sur, están diseñados para que ésta puedainstalarse en el recorrido de un alimentador troncal o lateral donde el nivel decortocircuito en 10 kV sea de hasta 500 MVA (30 kA simétricos eficaces en casodel cortocircuito trifásico franco, sin resistencia de falla, por ser ésta la condiciónde falla más exigente en un sistema con neutro aislado como el de 10 kV).


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Fig. 3.1 Subestación convencional de superficie (SE) de 5 x 7,50 m2 para alimentadorestroncales (2 celdas de transformador y 6 celdas de MT).


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Fig. 3.2 Subestación convencional subterránea (SS) de 5 x 9,50 m2 para alimentadorestroncales (Con 2 celdas de transformador y 6 celdas de MT).


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Fig. 3.3 Subestación convencional de superficie (SE) de 5 x 4 m2 para alimentadores lateraleso troncales (con una celda de transformador y 4 celdas de MT).


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Fig. 3.4 Subestación convencional subterránea (SS) de 5 x 6 m2 para alimentadores laterales otroncales (con una celda de transformador y 4 celdas de MT).


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3.2. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE5X7,50 M2 Y SUBTERRÁNEA DE 5X9,50 M2 (CON 6 CELDAS DE 10 KV Y 2 CELDAS DETRANSFORMADOR)

En el esquema eléctrico (Fig. 3.5) se aprecia que de las barras de 10 kV alimentadaspor el troncal de llegada, se alimentan 2 celdas de reserva para clientes de 10 kV, 2celdas para laterales si la SE o SS es un puesto de derivación de laterales (PDL), 1celda para el troncal de salida y 2 celdas para transformadores convencionales depotencia (distribución).

El equipamiento de cada una de las 2 celdas de laterales incluye un seccionadorfusible de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior, equipado con 3fusibles limitadores de corriente de 12 kV, 100 ó 125 A; 31,5 kA, tipo interior (queordenan la apertura simultánea de las 3 fases del seccionador fusible cuando actúa elindicador de fusión de uno o más fusibles), para protección del lateral subterráneo oaéreo contra cortocircuitos.

El equipamiento de la celda del troncal de llegada incluye 3 seccionadores unipolaressimples de 12 kV, 350 A, tipo interior, para operación sin carga con pértiga aisladasimple.

El equipamiento de la celda del troncal de salida incluye un interruptor automático depotencia tripolar tipo mínimo volumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó500 MVA de potencia de ruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 poloscon relés primarios de máxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A;37,5 kA, tipo interior, temporizados en 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos para darselectividad a la protección del troncal de salida aéreo o subterráneo contracortocircuitos, tramo por tramo.

El equipamiento de cada una de las celdas del transformador de distribución incluyeun transformador trifásico tipo convencional de 10/0,23 kV para uso exterior einterior, 3 fusibles seccionadores unipolares simples de 12 kV, 200 A, tipo interior(para operación sin carga con pértiga aislada simple) cada uno con su fusiblelimitador de corriente de 12 kV, 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI (para protección deltransformador contra cortocircuitos) y un interruptor termomagnético tripolar de bajatensión tipo caja moldeada (o un fusible seccionador de potencia tripolar de bajatensión tipo horizontal de 400 A con 3 fusibles limitadores de corriente de bajatensión tipo NH, tamaño 2, curva gL para uso general y protección de campo total)para protección del transformador contra sobrecargas. En la Tabla 3.3 del acápite 3.3se indican las corrientes nominales de los señalados dispositivos de protección y delmáximo fusible tipo NH de protección de cada salida del tablero de distribuciónsecundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominaldel transformador de distribución.

En la Fig. 3.5 (esquema eléctrico de la SE de 5x7,50 m2 y SS de 5x9,50 m2) seaprecia que hay un máximo de 6 salidas trifásicas por cada uno de los 2 tableros dedistribución secundaria, uno por cada transformador, obteniéndose un máximo dehasta 12 salidas de distribución secundaria con fusibles seccionadores de potenciatripolares de baja tensión tipo vertical.

En la Tabla 3.1 se indica la corriente nominal del fusible de BT tipo NH que protegedesde el tablero de DS a los alimentadores trifásicos subterráneos de baja tensión


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tipo NYY destinados a cargas de distribución secundaria (DS) o electrobombas (EB),seleccionada por Edelnor y Luz del Sur en función a la sección y a la corrientemáxima admisible por el alimentador (la de más alta magnitud, es decir, la queconsidera un factor de carga = 0,6 según la Tabla 3.1 de la unidad I), debiendoverificarse que la corriente simultánea de demanda máxima no exceda la corrientenominal del fusible de BT tipo NH seleccionado ni la corriente máxima admisible delalimentador de DS o EB.

Fig. 3.5 Esquema eléctrico de la SE de 5 x 7,50 m2 y SS de 5 x 9,50 m2.


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Sección (Corriente MáximaAdmisible) del Alimentadorde BT Tipo NYY

CorrienteNominal (tamaño)del Fusible de BT Tipo NHSeleccionado

Corriente nominal delfusible seccionador depotencia tripolar de BTtipo vertical

3 – 1x16 mm2 (94 A)3 – 1x35 mm2 (144 A)3 – 1x70 mm2 (208 A)3 – 1x120 mm2 (283 A)3 – 1x185 mm2 (360 A)3 – 1x300 mm2 (475 A)2(3 – 1x120 mm2) (481 A)

160 A (tamaño 2)160 A (tamaño 2)200 A (tamaño 2)250 A (tamaño 2)315 A (tamaño 2)400 A (tamaño 2)400 A (tamaño 2)

400 A

3 – 1x185 mm2 (360 A)3 – 1x300 mm2 (475 A)2(3 – 1x120 mm2) (481 A)2(3 – 1x185 mm2) (578 A)

400 A (tamaño 3)500 A (tamaño 3)500 A (tamaño 3)630 A (tamaño 3)

630 A

Tabla 3.1 Corriente nominal del fusible de BT tipo NH para protección dealimentadores

trifásicos subterráneos de BT tipo NYY contra cortocircuitos, desde salidas del tablerode DS de SE o SS.

En el esquema eléctrico (Fig. 3.5) también se observa que en cada una de las fasesdel cable de comunicación, que conecta los bornes de baja tensión del transformadorconvencional con las barras del tablero de DS, se instala un transformador decorriente para medida de BT, clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante, pararegistro de la carga de cada transformador convencional desde sus circuitossecundarios de 5 A (en el tablero totalizador instalado adyascente al tablero dealumbrado público).

En la Tabla 3.2 se indican las secciones normalizadas del cable de comunicación(cable unipolar de BT tipo NYY en terna trifásica) y de la barra por fase del tablero deDS, asimismo, la relacíón de transformación del transformador de corriente (TC) paramedida de BT (clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante), seleccionadas porEdelnor y Luz del Sur en función a la potencia nominal del transformador trifásicoconvencional de 10/0,23 kV.


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Potencianominal deltransformadorconvencional

Sección del cablede comunicaciónde BT tipo NYY

Sección de labarra por fasedel tablero deDS

Relación detransformacióndel TC paramedida de BT

50 kVA100 kVA160 kVA250 kVA400 kVA630 kVA

3 – 1x70 mm2

3 – 1x120 mm2

3 – 1x185 mm22(3 – 1x185) mm2

2(3 – 1x300) mm2

3 – 1x500 mm2

60 x 8 mm2

60 x 8 mm2

60 x 8 mm2

60 x 8 mm2

80 x 8 mm2

2 (80 x 8) mm2

200 / 5 A300 / 5 A500 / 5 A750 / 5 A1 000 / 5 A2 000 / 5 A

Tabla 3.2 Sección del cable de comunicación de BT y de la barra por fase del tablerode DS, y relación de transformación del TC para medida de BT, en función a la

potencia nominal del transformador trifásico convencional de 10/0,23 Kv.

Debemos señalar que la carga del tablero de alumbrado público (AP) es alimentadadesde un contactor de BT para maniobras de las redes de AP, y éste a su vez esalimentado desde los bornes de BT de uno de los 2 transformadores convencionales.Por lo tanto, en uno de los 2 transformadores convencionales esta carga de AP no esregistrada por los transformadores de corriente que totalizan la carga deltransformador.

3.3. RESULTADOS DE LA COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADORCONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS

Para la protección contra cortocircuitos del transformador trifásico tipo convencionalde 10/0,23 kV en celda de subestación convencional de superficie (SE) o subterránea(SS) se emplean los fusibles limitadores de corriente de media tensión (12 kV), 30 kA,tipo interior, clase E-ANSI y para la protección contra sobrecargas del transformadorse emplea un interruptor termomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada(o un fusible seccionador de potencia tripolar de baja tensión tipo horizontal de 400A con 3 fusibles limitadores de corriente de baja tensión tipo NH, tamaño 2, curva gLpara uso general y protección de campo total).

En la Tabla 3.3 se indican las corrientes nominales de los señalados dispositivos deprotección y del máximo fusible tipo NH de protección de cada salida del tablero dedistribución secundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur en función a lapotencia nominal del transformador de distribución en celda de SE o SS.


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PotenciaNominal delTransformador (kVA)

FusibleLimitador deCorriente deMT (A)

InterruptorTermomagnético de BT (A)

Fusible deBT TipoNH (A)

MáximoFusible deBT Tipo NHde Salida deDS (A)

63040025016010050

100 E100 E80 E50 E30 E20 E

2 0001 250800500----

--------315160

630500400250250160

Tabla 3.3 Corriente nominal de los dispositivos de protección del transformadortrifásico convencional de 10/0,23 kV en celda del transformador de SE o SS.

Los resultados de la coordinación de la protección del transformador convencional encelda de SE o SS (indicados en la Tabla 3.3) deben tener en cuenta las siguientespremisas de cálculo:

a) La curva característica tiempo total de apertura versus corriente (del fusiblelimitador de corriente de MT tipo E-ANSI) debe quedar a la izquierda del puntoque indica el tiempo y la máxima corriente de cortocircuito admisible por eltransformador (de acuerdo a las normas Itintec 370.002 y CEI 76 eltransformador de 2 arrollamientos de hasta 630 kVA soporta como corriente decortocircuito 25 veces su corriente nominal durante 2 segundos si su impedanciaes del 4%). Eso significa que si la corriente del fusible tipo E-ANSI es 25 veces lacorriente nominal primaria (en MT) del transformador, su tiempo total de aperturadebe ser menor a 2 segundos.

b) La curva característica tiempo inicial de fusión versus corriente (del fusiblelimitador de corriente de MT tipo E-ANSI) debe quedar a la derecha del punto queindica el tiempo y la máxima corriente de inserción del transformador(considerada como 12 veces la corriente nominal primaria (en MT) deltransformador durante 0,1 segundos si su impedancia es del 4%). Eso significaque si la corriente del fusible tipo E-ANSI es 12 veces la corriente nominalprimaria (en MT) del transformador, su tiempo inicial de fusión debe ser mayor a0,1 segundos.

c) De todas las corrientes nominales de fusibles tipo E-ANSI cuyas curvascaracterísticas cumplan con lo especificado en a y b, se debe seleccionar paraprotección contra cortocircuitos del transformador, aquella corriente nominal quesea la mayor de todas las que exceden la corriente nominal primaria (en MT) deltransformador. De esta manera se coordina mejor la protección con las curvascaracterísticas de los dispositivos de protección contra sobrecargas deltransformador.

d) La curva característica del interruptor termomagnético tripolar de BT (paraprotección contra sobrecargas del transformador de 160, 250, 400 ó 630 kVA) ode los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH (para protección contra


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sobrecargas del transformador de 50 ó 100 kVA) debe quedar a la izquierda de lacurva característica tiempo inicial de fusión versus corriente del fusible limitadorde corriente de MT tipo E-ANSI seleccionado según lo especificado en c.

e) La corriente nominal del dispositivo de protección contra sobrecargas deltransformador (interruptor termomagnético o fusible NH) debe ser mayor al 120%de la corriente nominal secundaria del transformador para aprovechar lacapacidad de sobrecarga del mismo, pero debe ser menor al 130% de la corrientenominal secundaria del transformador para evitar que éste sufra daños porsobrecargas excesivas.

f) La curva característica de los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH, queprotegen a los alimentadores de baja tensión desde las salidas verticales (de 400ó 630 A) del tablero de DS de la SE o SS, debe quedar a la izquierda de la curvacaracterística del dispositivo de protección contra sobrecargas del transformador.

3.3.1. EJEMPLO DE SELECCIÓN DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LOS FUSIBLESLIMITADORES DE CORRIENTE DE MEDIA TENSIÓN TIPO E-ANSI PARAPROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EN CELDA DE SE OSS

De acuerdo a las premisas de cálculo indicadas en los incisos a, b y c, sepide seleccionar la corriente nominal de los fusibles limitadores de corrientede media tensión (12 kV), 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI, para proteccióncontra cortocircuitos del transformador trifásico convencional de 10/0,23 kVy 315 kVA en celda de SE o SS.

En la Fig. 3.6 se aprecia las curvas características tiempo inicial de fusiónversus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSIde las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E,65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.

En la Fig. 3.7 se aprecia las curvas características tiempo total de aperturaversus corriente, de los fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSIde las siguientes corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E,65E, 80E, 100E, 125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.


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Fig. 3.6 Curvas características tiempo inicial de fusión versus corriente, delos fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientescorrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E,125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.


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Fig. 3.7 Curvas características tiempo total de apertura versus corriente, delos fusibles limitadores de corriente de MT tipo E-ANSI de las siguientes

corrientes nominales: 10E, 15E, 20E, 25E, 30E, 40E, 50E, 65E, 80E, 100E,125E, 150E, 200E, 250E, 300E, 450E y 600E.

Solución:La corriente nominal primaria (en 10 kV) del transformador trifásicoconvencional de 10/0,23 kV y 315 kVA es Inp = (315 kVA) / (1,73 x 10 kV) =18,21 A.

De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso a, la máxima corriente decortocircuito admisible por el transformador es 25 x Inp = 25 x 18,21 = 455 Adurante 2 segundos.

En la Tabla 3.4 se indica el tiempo total de apertura de los fusibles de MT tipoE-ANSI cuando la corriente es 455 A (25 x Inp). El tiempo total de apertura seha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.7.


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Como en la Tabla 3.4 se observa que el tiempo total de apertura de losfusibles de 600E, 450E, 300E, 250E, 200E, 150E, 125E, 100E y 80E no esmenos de 2 segundos cuando la corriente es 455 A, entonces son descartadasestas corrientes nominales para protección contra cortocircuitos deltransformador.

Corriente nominal (A) del fusible deMT tipo E-ANSI

Tiempo total de apertura del fusibletipo E-ANSI cuando la corriente es

455 A

600E450E300E250E200E150E125E100E80E65E50E40E30E25E20E15E10E

Mas de 1 000 segundosMas de 1 000 segundosMas de 1 000 segundosMas de 1 000 segundosMas de 1 000 segundos

200 segundos70 segundos7 segundos

2,5 segundos1,5 segundos0,4 segundos0,22 segundos0,11 segundos0,08 segundos0,045 segundos0,030 segundos0,015 segundos

Tabla 3.4 Tiempo total de apertura de los fusibles de MT tipo E-ANSIcuando la corriente es 455 A (25 veces la corriente nominal primaria del

transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA).

De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso b, la máxima corriente deinserción del transformador es 12 x Inp = 12 x 18,21 = 219 A durante 0,1segundos.

En la Tabla 3.5 se indica el tiempo inicial de fusión de los fusibles de 65E,50E, 40E, 30E, 25E, 20E, 15E y 10E (considerados como técnicamenteaceptables para protección contra cortocircuitos por lo señalado en la Tabla3.4) cuando la corriente es 219 A (12 x Inp). El tiempo inicial de fusión seha obtenido de las curvas características mostradas en la Fig. 3.6.


Pag. 17 Unidad II

Corriente nominal (A) delfusible de MT tipo E- ANSI

Tiempo inicial de fusión del fusibletipo E-ANSI cuando la corriente es

219 A

65E50E40E30E25E20E15E10E

13 segundos3 segundos

1,4 segundos0,5 segundos0,3 segundos0,14 segundos0,06 segundos0,015 segundos

Tabla 3.5 Tiempo inicial de fusión de los fusibles de MT tipo E- ANSIcuando la corriente es 219 A (12 veces la corriente nominal primaria del

transformador trifásico convencional de 10/0,23 kV y 315 kVA).

Como en la Tabla 3.5 se observa que el tiempo inicial de fusión de losfusibles de 15E y 10E no es más de 0,1 segundos cuando la corriente es 219A, entonces son descartadas estas corrientes nominales porque los fusiblesse funden cuando transportan la máxima corriente de inserción deltransformador.

Las corrientes nominales de fusibles tipo E-ANSI cuyas curvas característicascumplen con las premisas de cálculo especificadas en los incisos a y b, son:65E, 50E, 40E, 30E, 25E y 20E (de acuerdo a los resultados indicados en lasTablas 3.4 y 3.5).

De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso c se debe escoger lacorriente nominal de 65E para protección contra cortocircuitos deltransformador, porque es la mayor de todas las corrientes nominales defusibles tipo E-ANSI que exceden la corriente nominal primaria (en 10 kV)del transformador (18,21 A). De esta manera se coordina mejor laprotección con la curva característica del interruptor termomagnético debaja tensión para protección contra sobrecargas del transformador.

3.3.2. EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICOTRIPOLAR DE BAJA TENSIÓN PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADORCONVENCIONAL EN CELDA DE SE O SS

Se pide seleccionar la corriente nominal y la corriente de ruptura simétricadel interruptor termomagnético tripolar de baja tensión para proteccióncontra sobrecargas de un transformador trifásico convencional de 10/0,23kV y 315 kVA en celda de SE o SS.

Solución:La corriente nominal secundaria del transformador es Ins = 315 kVA / (1,73x 0,23 kV) = 792 A.

• De acuerdo a las premisas de cálculo del inciso e, la corriente nominaldel interruptor de BT debe ser mayor a 950 A (120% x Ins) y menor a 1


Pag.18 Unidad II

030 A (130% x Ins). Por lo tanto, la corriente nominal seleccionada delinterruptor termomagnético tripolar de BT debe ser 1 000 A segúnnormas IEC.

• La corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en bornesde 0,22 kV del transformador cuando su impedancia es 4%, se calculacomo Icc = 25 x Ins = 25 x 792 = 19 800 A (19,8 kA). Por lo tanto, lacorriente de ruptura simétrica seleccionada del interruptortermomagnético tripolar de BT debe ser 20 kA según normas IEC.

3.4. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL TABLERO TOTALIZADOR Y DE AP DE LA SE DE 5X7,50 M2

Y SS DE 5X9,50 M2

En la Fig. 3.8 (esquema eléctrico del tablero totalizador y de alumbrado público (AP)de la SE de 5x7,50 m2 y SS de 5x9,50 m2), se aprecia que la carga del tablero de APestá limitada por la corriente nominal del contactor de BT para maniobras de lasredes de AP (pudiendo admitirse una sobrecarga de hasta el 20% sobre la corrientenominal del contactor de BT). Además, el número de salidas del tablero de AP es dehasta 4 (cada salida mediante un fusible seccionador de potencia tripolar de BT tipohorizontal de 100 A con 3 fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH de hasta100 A, tamaño 00).

En el esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP (Fig. 3.8) se aprecia que lamedición de la energía consumida por las redes trifásicas de AP es indirecta, es decir,a través de 2 transformadores de corriente para medida de BT (de 100/5 A ó 200/5A, clase 1, 10 VA, tipo toroidal sin barra pasante) que alimentan un medidor trifásicoindirecto de energía eléctrica activa de 220 V; 2,5 (10) A; clase 1. Esta forma demedición indirecta se utiliza siempre y cuando la corriente nominal del tablero de AP(o del contactor de BT) sea 80 ó 125 A, en cambio, la medición es directa si lacorriente nominal del tablero de AP (o del contactor de BT) es 50 ó 63 A, tal como seaprecia en la Tabla 3.6.

La corriente simultánea de demanda máxima para cargas de AP (calculada deacuerdo a las bases de cálculo del acápite 3.2.1.2. de la unidad I) no debe superar lacorriente máxima admisible por la sección del alimentador de AP (obtenida de laTabla 3.1 de la unidad I para un factor de carga = 0,8) ni la corriente nominal delfusible de BT tipo NH seleccionado en la Tabla 3.6. Asimismo, la corriente simultáneade demanda máxima de todos los alimentadores de AP que salen del tablero de AP(hasta 4), no debe exceder la corriente máxima del tablero de AP (o del contactor deBT) que se indica en la Tabla 3.6.


Pag. 19 Unidad II

CorrientenominaldelTablero deAP (o delcontactorde BT)

Corrientemáxima deltablero deAP (o delcontactor deBT)**

Relación detransformación del TC paramediciónindirecta deltotal de AP

Fusible de BT tipoNH seleccionadopara protección delcontactor de BT yde cada alimentadorde AP

Sección(corrientemáxima admisible)de cadaalimentador deAP, trifásico,subterráneo, NYY

125 A 150 A 200 / 5 A

40 A (tamaño 00)50 A (tamaño 00)63 A (tamaño 00)100 A (tamaño 00)100 A (tamaño 00)

3-1x6mm2 (41 A)3-1x10mm2 (55 A)3-1x16mm2 (70 A)3-1x35mm2 (108A)3-1x70mm2 (156A)

80 A 96 A 100 / 5 A



63 A 76 A -



50 A 60 A -



Tabla 3.6 Componentes del tablero de AP en función a la corriente máxima deltablero de AP (o del contactor de BT).


Pag.20 Unidad II

** La corriente máxima es el 120% de la corriente nominal

Fig. 3.8 Esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP de la SE de 5x7,50 m2 y SSde 5x9,50 m2.

En el esquema eléctrico del tablero totalizador y de AP (Fig. 3.8) se aprecia que delcontactor de BT se deriva un circuito trifásico de 220 V al tablero totalizador (desde elque se alimenta al circuito monofásico de 220 V destinado al alumbrado interior de laSE o SS, y al circuito monofásico de 220 V destinado a la célula fotoeléctrica decontrol del AP).


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3.5. ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL DE SUPERFICIE DE 5X4M2 Y SUBTERRÁNEA DE 5X6 M2 (CON 4 CELDAS DE 10 KV Y 1 CELDA DETRANSFORMACIÓN)

En el esquema eléctrico (Fig. 3.9) se aprecia que de las barras de 10 kV alimentadaspor el lateral o troncal de llegada, se alimentan 2 celdas para clientes de 10 kV o paralaterales si la SE o SS es un puesto de derivación de laterales (PDL), 1 celda para ellateral o troncal de salida y 1 celda para transformador convencional de potencia(distribución).

Si la SE o SS es un PDL la celda de llegada y salida es para alimentador troncal, y elequipamiento de cada celda de lateral incluye un seccionador fusible de potenciatripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior, equipado con 3 fusibles limitadores decorriente de 12 kV; 100 ó 125 A; 31,5 kA, tipo interior (que ordenan la aperturasimultánea de las 3 fases del seccionador fusible cuando actúa el indicador de fusiónde uno o más fusibles), para protección del lateral subterráneo o aéreo contracortocircuitos.

El equipamiento de la celda del lateral o troncal de llegada incluye 3 seccionadoresunipolares simples de 12 kV, 350 A, tipo interior, para operación sin carga con pértigaaislada simple.

El equipamiento de cada celda de cliente de 10 kV depende de la carga contratada yde la ubicación de la SE o SS. Si la SE o SS está ubicada en el recorrido dealimentador lateral o troncal y si la carga contratada en 10 kV es de 50 a 500 kW(500 kW es la máxima carga contratada como para ser alimentada desde un lateral),la celda de cliente incluye un seccionador fusible de potencia tripolar de 12 kV, 400 A,16 kA, tipo interior (con 3 fusibles limitadores de corriente de 12 kV; 40 A; 31,5 kA,tipo interior), y equipo de medición. Si la SE o SS está ubicada en el recorrido dealimentador troncal y si la carga contratada en 10 kV es de 500,1 a 2 500 kW (2 500kW es la máxima carga contratada como para ser alimentada desde un troncal), lacelda de cliente incluye un interruptor automático de potencia tripolar tipo mínimovolumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó 500 MVA de potencia deruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 polos con relés primarios demáxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A; 37,5 kA; tipo interior,temporizados en 0,0 segundos para protección del alimentador del cliente y equipode medición.

El equipamiento de la celda de salida depende de la ubicación de la SE o SS. Si la SEo SS está ubicada en el recorrido de alimentador lateral, la celda de salida incluye unseccionador de potencia tripolar de 12 kV, 400 A, 16 kA, tipo interior (sin fusibles ysin equipo de medición). Si la SE o SS está ubicada en el recorrido de alimentadortroncal, la celda de salida incluye un interruptor automático de potencia tripolar tipomínimo volumen de aceite (vacío o SF6) de 12 kV, 400 A, 250 ó 500 MVA de potenciade ruptura simétrica, tipo interior, equipado en 2 de sus 3 polos con relés primariosde máxima corriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV; 300 A; 37,5 kA; tipointerior; temporizados en 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos para dar selectividad a laprotección del troncal de salida aéreo o subterráneo contra cortocircuitos, tramo portramo.

El equipamiento de la celda del transformador de distribución incluye untransformador trifásico tipo convencional de 10/0,23 kV para uso exterior e interior(de 50, 100, 160, 250, 400 ó 630 kVA), 3 fusibles seccionadores unipolares simples


Pag.22 Unidad II

de 12 kV, 200 A, tipo interior (para operación sin carga con pértiga aislada simple)cada uno con su fusible limitador de corriente de 12 kV, 30 kA, tipo interior, clase E-ANSI (para protección del transformador contra cortocircuitos), y un interruptortermomagnético tripolar de baja tensión tipo caja moldeada (o un fusible seccionadorde potencia tripolar de baja tensión tipo horizontal de 400 A con 3 fusibleslimitadores de corriente de baja tensión tipo NH, tamaño 2, curva gL para uso generaly protección de campo total) para protección del transformador contra sobrecargas.En la Tabla 3.3 del acápite 3.3 se indican las corrientes nominales de los señaladosdispositivos de protección y del máximo fusible tipo NH de protección de cada salidadel tablero de distribución secundaria, seleccionadas por Edelnor y Luz del Sur enfunción a la potencia nominal del transformador de distribución.

Fig. 3.9 Esquema eléctrico de la SE de 5x4 m2 y SS de 5x6 m2 (con 4 celdas de 10 kVy 1 celda de transformador).

3.6. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTECON CARGA CONTRATADA EN 10 KV DE 50 A 500 KW

En el esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS (ubicada en elrecorrido de alimentador troncal o lateral) para cliente con carga contratada en 10 kVde 50 a 500 kW (Fig. 3.10), se aprecia que las cubiertas de los equipos de mediatensión (10 kV) tipo interior, están conectadas al pozo de puesta a tierra de mediatensión de la SE o SS. Asimismo, se aprecia que tanto el tablero de medición (deenergía eléctrica activa en simple o doble tarifa, de máxima demanda y de energía


Pag. 23 Unidad II

eléctrica reactiva) como los secundarios de los transformadores de tensión y corrientepara medición, también se conectan al pozo de puesta a tierra de baja tensión de laSE o SS.

Fig. 3.10 Esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS para cliente concarga contratada en 10 kV de 50 a 500 kW.

3.7. ESQUEMA ELÉCTRICO DEL EQUIPAMIENTO EN CELDA DE SE O SS PARA CLIENTECON CARGA CONTRATADA EN 10 KV DE 500,1 A 2 500 KW

En el esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS (ubicada en elrecorrido de alimentador troncal) para cliente con carga contratada en 10 kV de 500,1a 2 500 kW (Fig. 3.11), se aprecia que las cubiertas de los equipos de media tensión(10 kV) tipo interior, están conectadas al pozo de puesta a tierra de media tensión dela SE o SS. Asimismo, se aprecia que tanto el tablero de medición (de energíaeléctrica activa en simple o doble tarifa, de máxima demanda y de energía eléctricareactiva) como los secundarios de los transformadores de tensión y corriente paramedición, también se conectan al pozo de puesta a tierra de baja tensión de la SE oSS.


Pag.24 Unidad II

Fig. 3.11 Esquema eléctrico del equipamiento en celda de SE o SS para cliente concarga contratada en 10 kV de 500,1 a 2 500 kW.

3.8. METODOLOGÍA PARA PROTECCIÓN DE ALIMENTADORES TRONCALES DE 10 KVDESDE CELDA DE SALIDA DE SE O SS, MEDIANTE RELÉS PRIMARIOS DESOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA

Debido a que los relés electrónicos digitales son secundarios, para proteger contracortocircuitos a los alimentadores troncales de 10 kV necesitan de transformadores deprotección de MT, 400/5 A (ó 300/5 A) y 5P20, lo cual implica que no se garantiza laoperación de dichos relés cuando las corrientes de cortocircuito son superiores a 8 kA(con transformadores de 400/5 A) ó 6 kA (con transformadores de 300/5 A), porquecon estas corrientes de cortocircuito se saturará el núcleo de los transformadores deprotección y los relés secundarios ignorarán las fallas bifásicas o trifásicas.

En cambio, los relés primarios de sobrecorriente y tiempo definido tipo HB de 12 kV y300 A son relés electromecánicos muy robustos, por lo que están garantizados defábrica para operar ante elevadas corrientes de cortocircuito de hasta 37,5 kAeficaces simétricos.


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3.8.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE EFICAZ SIMÉTRICA DE CORTOCIRCUITOTRIFÁSICO FRANCO EN EL ALIMENTADOR TRONCAL DE 10 KV

Para las solicitaciones térmicas ocasionadas por cortocircuitos en redes demedia tensión, se calcula usualmente la corriente eficaz simétrica delcortocircuito trifásico por ser éste más desfavorable que el cortocircuitobifásico. No obstante, en redes de media tensión que tienen aterrizadosólidamente el neutro del transformador de potencia en la subestación detransformación de alta a media tensión, hay que calcular la corriente delcortocircuito monofásico a tierra porque su magnitud suele ser mayor que ladel cortocircuito trifásico.

En el caso del alimentador troncal de 10 kV de un sistema con neutroaislado, el cortocircuito trifásico franco (sin resistencia de falla) es másdesfavorable que el cortocircuito bifásico y que el cortocircuito monofásico atierra.

Para calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco encualquier punto del alimentador troncal de 10 kV, debemos partir del valorconocido de la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco enbarras de 10 kV de la subestación de transmisión alimentadora.

En la Tabla 3.7 se indican los valores típicos de corriente eficaz simétrica decortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la subestación detransmisión 60/10 kV de 25 MVA (con 1 transformador de 25 MVA y 10% deimpedancia), de 50 MVA (con 2 transformadores de 25 MVA y 10% deimpedancia) y de 75 MVA (con 3 transformadores de 25 MVA y 10% deimpedancia). El valor que se debe considerar no es el correspondiente alequipamiento actual de la SET alimentadora, sino el correspondiente alequipamiento proyectado a mediano plazo (dentro de 10 años más) porqueel nivel de cortocircuito actual se incrementará por aumento de la potencianominal o del número de transformadores de la SET alimentadora.

Potencianominal de la

subestación detransmisión

60/10 Kv

Número detransformadores de 25 MVA

y 10% deimpedancia

Corrientenominal en

barras de 10kV de la SET

60/10 kV

Corriente eficazsimétrica de c-c

trifásico franco enbarras de 10 kVde la SET 60/10

kV25 MVA50 MVA75 MVA

12 en paralelo3 en paralelo

1 443 A2 887 A4 330 A

14,43 kA28,87 kA43,30 kA

Tabla 3.7 Valores típicos de corriente eficaz simétrica de cortocircuitotrifásico franco en barras de 10 kV de la SET 60/10 kV.

Si por ejemplo, el equipamiento actual de una SET alimentadora 60/10 kVconsidera 1 transformador de 25 MVA para alimentar una demanda máximade 20 MVA que crece a una tasa promedio anual del 4%, a mediano plazo(dentro de 10 años más) se proyecta que la demanda máxima sea de 30MVA (48% mayor a la actual), y para esas condiciones la corriente eficaz


Pag.26 Unidad II

simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras de 10 kV de la SETalimentadora 60/10 kV será de 28,87 kA (en lugar de 14,43 kA quecorresponde a la situación actual) porque el equipamiento proyectado amediano plazo considerará 2 transformadores de 25 MVA en paralelo (enlugar de 1 que se considera actualmente).

La corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en elalimentador troncal de 10 kV (Icc) se calcula mediante la siguiente fórmula.

Icc = (10/31/3 )/ ( R2 + ( 5,77 / Iset + X2))1/2

Donde:Icc: Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en el

alimentador troncal de 10 kV, en kiloamperios.Iset: Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en barras

de 10 kV de la SET alimentadora, en kiloamperios.R : Sumatoria de las resistencias por fase de los cables o líneas aéreas

del alimentador troncal de 10 kV, comprendidos entre las barrasde 10 kV de la SET alimentadora y el punto de falla, a latemperatura normal de operación del conductor, en ohmios.

X : Sumatoria de las reactancias por fase de los cables o líneas aéreasdel alimentador troncal de 10 kV, comprendidos entre las barrasde 10 kV de la SET alimentadora y el punto de falla, a lafrecuencia de 60 Hz, en ohmios.

Ejemplo de cálculo de la corriente eficaz simétrica de cortocircuitotrifásico franco en el alimentador troncal de 10 kV

Calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco en losextremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos en que se divide unalimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 10 kV con 5subestaciones convencionales intercaladas en su recorrido y cuyo diagramaunifilar se muestra en la Fig. 3.12, si es que a mediano plazo (dentro de 10años más) se proyecta que el equipamiento de la SET alimentadora 60/10kV considerará 2 transformadores de 25 MVA en paralelo.

En la Tabla 3.8 se indican los parámetros R y X de cada uno de los 5 tramosen ohmios/km/fase, y la longitud de cada uno de los 5 tramos en km/fase.


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Tramo Longituden km/fase

Tipo – secciónen mm2

Resistencia a65°C enohmios/km/fase

Reactancia a60 Hz enohmios/km/fase

1ro.2do.3ro.4to.5to.

1,120,890,670,540,76

N2XSY – 3-1x240N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x70N2XSY – 3-1x70

0,0870,1770,1770,3080,308

0,2270,2490,2490,2700,270

Tabla 3.8 Parámetros de los 5 tramos de un alimentador troncal trifásicosubterráneo tipo N2XSY de 10 kV.

Solución:• La Icc en el extremo inicial del 1er. tramo es la Iset de la Tabla 3.7

(28,87 kA).

• La Icc en el extremo final del 1er. tramo se calcula mediante la fórmulaanterior considerando los parámetros del 1er. tramo que se indican en laTabla 3.8:

• Icc = 5,77/((0,087x1,12)2 + (5,77/28,87 + (0,227x1,12)2)1/2) = 12,43kA

• La Icc en el extremo inicial del 2do. tramo es la Icc en el extremo finaldel 1er. tramo (12,43 kA).

• La Icc en el extremo final del 2do. tramo se calcula mediante la fórmulaanterior considerando la suma de los parámetros del 1er. y 2do. tramoque se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 7,99 kA.

• La Icc en el extremo inicial del 3er. tramo es la Icc en el extremo finaldel 2do. tramo (7,99 kA).

• La Icc en el extremo final del 3er. tramo se calcula mediante la fórmulaanterior considerando la suma de los parámetros del 1er., 2do. y 3er.tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 6,26 kA.

• La Icc en el extremo inicial del 4to. tramo es la Icc en el extremo finaldel 3er. tramo (6,26 kA).

• La Icc en el extremo final del 4to. tramo se calcula mediante la fórmulaanterior considerando la suma de los parámetros del 1er.; 2do.; 3er. y4to. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc = 5,12 kA.

• La Icc en el extremo inicial del 5to. tramo es la Icc en el extremo finaldel 4to. tramo (5,12 kA).


Pag.28 Unidad II

• La Icc en el extremo final del 5to. tramo se calcula mediante la fórmulaanterior considerando la suma de los parámetros del 1er., 2do., 3er.,4to. y 5to. tramo que se indican en la Tabla 3.8, obteniéndose Icc =4,05 kA.

Los resultados obtenidos se indican en la Tabla 3.9.

TramoLongitudenkm/fase

Tipo –sección enmm2

Icc en elextremo inicialde cada tramo

Icc en elextremo finalde cadatramo

1ro.2do.3ro.4to.5to.

1,120,890,670,540,76

N2XSY – 3-1x240N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x70N2XSY – 3-1x70

28,87 kA12,43 kA7,99 kA6,26 kA5,12 kA

12,43 kA7,99 kA6,26 kA5,12 kA4,05 kA

Tabla 3.9 Corriente eficaz simétrica de cortocircuito trifásico franco (Icc)obtenida en los extremos inicial y final de cada tramo del alimentador

troncal de 10 kV.

3.8.2. METODOLOGÍA PARA LA CALIBRACIÓN DE LA TEMPORIZACIÓN DE LOSRELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTE Y TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE12 KV; 300 A; 37,5 KA

Con la finalidad de mantener la selectividad en la protección del alimentadortroncal de 10 kV, desde el 2do. hasta el último tramo (porque el 1er. tramoes protegido desde la SET alimentadora), la temporización inicialmenteasignada a los relés HB debe calibrarse con incrementos de 0,4 en 0,4segundos, en 4 escalones de 0,0; 0,4; 0,8 ó 1,2 segundos como máximo,dependiendo de la cantidad de tramos del alimentador troncal de 10 kV.

En la Tabla 3.10 se indica la calibración de la temporización inicialmenteasignada a los relés HB (por el criterio de selectividad) de acuerdo alnúmero de tramos del alimentador troncal de 10 kV.


Pag. 29 Unidad II

N° detramos delalimentadortroncal de10 kV

Calibración de la temporización inicialmenteasignada a los relés HB, en segundos (tramoprotegido)

23456789

0,0 (2do.)0,4 (2do.); 0,0 (3ro.)0,8 (2do.); 0,4 (3ro.); 0,0 (4to.)1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to.); 0,0 (5to.)1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to.); 0,0 (5to. y 6to.)1,2 (2do.); 0,8 (3ro.); 0,4 (4to. y 5to.); 0,0 (6to. y 7mo.)1,2 (2do.); 0,8 (3ro. y 4to.); 0,4 (5to. y 6to.); 0,0 (7mo. y8vo.)1,2 (2do. y 3ro.); 0,8 (4to. y 5to.); 0,4 (6to. y 7mo.); 0,0(8vo. y 9no.)

Tabla 3.10 Calibración de la temporización inicialmente asignada a los relésHB (por el criterio de selectividad) de acuerdo al número de tramos del

alimentador troncal de 10 kV.

Como ejemplo de aplicación de la Tabla 3.10, en la Fig. 3.12 se muestra lacalibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por elcriterio de selectividad) que protegen del 2do. al 5to. y último tramo de unalimentador troncal de 10 kV alimentado desde un centro de transformacióno SET (subestación de transformación) 60/10 kV, y en cuyo recorrido seintercalan 5 subestaciones de distribución tipo convencional.

Fig. 3.12 Calibración de la temporización inicialmente asignada a los relésHB (por el criterio de selectividad) que protegen del 2do. al 5to. y último

tramo de un alimentador troncal de 10 kV.

La calibración de la temporización finalmente asignada a los relés HB nonecesariamente coincide con la inicialmente asignada en la Tabla 3.8 por elcriterio de selectividad, y debe considerar que los conductores de fase de loscables o líneas aéreas componentes del 2do. al último tramo del alimentadortroncal de 10 kV tengan una corriente térmicamente admisible decortocircuito (Ith) mayor o igual a la corriente eficaz simétrica decortocircuito trifásico franco (Icc) más desfavorable que pueda presentarse


Pag.30 Unidad II

en cualquier punto del 2do. al último tramo del alimentador troncal de 10kV.

Si el tiempo total de la duración del cortocircuito (dependiente de latemporización inicialmente asignada a los relés HB en la Tabla 3.10 y deltiempo de desconexión del interruptor automático tripolar de 12 kV) nopermite que Ith sea mayor o igual a Icc más desfavorable (en el extremoinicial de cada tramo desde el 2do. hasta el último), entonces debe reducirseen 0,4 s el escalonamiento de la temporización de todos los relés HB (de 1,2a 0,8 s; de 0,8 a 0,4 s ó de 0,4 a 0,0 s), tantas veces como sea necesariohasta que Ith sea mayor o igual a Icc más desfavorable y así se logreproteger contra los efectos térmicos del cortocircuito a los conductores defase de los cables o líneas aéreas componentes del 2do. al último tramo delalimentador troncal de 10 kV (aunque esta metodología de proteccióncontra cortocircuito represente una pérdida de selectividad).

Ejemplo de metodología para calibración de la temporizaciónfinalmente asignada a los relés HB

Utilizaremos como ejemplo el mismo alimentador troncal de 10 kV y de 5tramos que se utilizó en el ejemplo del acápite 3.8.1. para calcular la Icc enlos extremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos y cuyos resultadosse indican en la Tabla 3.9.

De acuerdo a la Tabla 3.10 la temporización inicialmente asignada a losrelés HB (por el criterio de selectividad) que corresponde a este alimentadortroncal de 10 kV y de 5 tramos es: 1,2 s (para protección del 2do. tramo);0,8 s (para protección del 3er. tramo); 0,4 s (para protección del 4to.tramo) y 0,0 s (para protección del 5to. tramo).

Si consideramos que a los relés HB cuando están temporizadosnominalmente en 0,0 s les corresponde un tiempo real de 0,1 s por tratarsede relés electromecánicos que no reaccionan instantáneamente, y que eltiempo de desconexión del interruptor automático tripolar de 12 kV asociadoa los relés HB es 0,1 s, entonces el tiempo total de la duración delcortocircuito (tcc) con la temporización inicialmente asignada será: 1,3 s(para protección del 2do. tramo); 0,9 s (para protección del 3er. tramo); 0,5s (para protección del 4to. tramo) y 0,2 s (para protección del 5to. tramo).

En la Fig. 3.13 se indican las corrientes de cortocircuito térmicamenteadmisibles (Ith) en función al tiempo de duración del cortocircuito, de lassiguientes secciones de los cables tipo N2XSY de 8,7/15 kV: 35, 70, 120 y240 mm2. En Edelnor y Luz del Sur las secciones de 240, 120 y 70 mm2están normalizadas para alimentadores troncales y 35 mm2 está normalizadapara alimentadores laterales.


Pag. 31 Unidad II

Fig. 3.13 Corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) enfunción al tiempo de duración del cortocircuito, de las siguientes secciones

de los cables tipo N2XSY de 8,7/15 kV 35, 70, 120 y 240 mm2.


Pag.32 Unidad II

En la Tabla 3.11 se indican las corrientes de cortocircuito térmicamenteadmisibles (Ith) por las secciones de los conductores de cobre de losdiferentes tramos desde el 2do. hasta el 5to. del alimentador troncaltrifásico subterráneo tipo N2XSY de 10 kV, comparándose con las corrienteseficaces simétricas de cortocircuito trifásico franco (Icc) más desfavorables(obtenidas en el ejemplo del acápite 3.8.1 para el extremo inicial de cadatramo).

TramoTipo –sección enmm2

Ith nominal,durante 1segundo

Ith durante eltiempo total delcortocircuito(tcc)**

Icc másdesfavorable

2do.3ro.4to.5to.

N2XSY- 3-1x120N2XSY- 3-1x120N2XSY- 3-1x70N2XSY- 3-1x70

17,4 kA17,4 kA9,8 kA9,8 kA

15,3 kA durante 1,3 s18,3 kA durante 0,9 s13,9 kA durante 0,5 s21,9 kA durante 0,2 s

12,43 kA7,99 kA6,26 kA5,12 kA

Tabla 3.11 Corrientes de cortocircuito térmicamente admisibles (Ith) por lassecciones de los conductores de cobre de los tramos del alimentador troncal

de 10 kV que son protegidos por relés HB con temporización inicialmenteasignada (por criterios de selectividad).

** Ith para tiempos tcc distintos de 1 segundo se calcula como Ith nominal /(tcc)1/2

Comparando los valores de Ith durante el tiempo tcc con los valores de Iccmás desfavorables, indicados en la Tabla 3.11, observamos que Ith esmayor a Icc más desfavorable en todos los tramos porque la temporizacióninicialmente asignada a los relés HB (por criterios de selectividad) tambiénes técnicamente aceptable para protección contra los efectos térmicos delcortocircuito trifásico franco.

Por lo tanto, la calibración de la temporización finalmente asignada a losrelés HB, que cumple con los criterios de selectividad y protección contra losefectos térmicos del cortocircuito, es la siguiente: 1,2 s (para protección del2do. tramo); 0,8 s (para protección del 3er. tramo); 0,4 s (para proteccióndel 4to. tramo) y 0,0 s (para protección del 5to. tramo).

3.8.3. METODOLOGÍA PARA CALIBRACIÓN DE LA MÍNIMA CORRIENTE DEOPERACIÓN (NOMINAL) DE LOS RELÉS PRIMARIOS DE SOBRECORRIENTEY TIEMPO DEFINIDO TIPO HB DE 12 KV; 300 A; 37,5 KA

• Aunque la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HBpuede ser regulada continuamente entre 1,2 y 2 veces la corrientenominal (300 A), es preferible que ésta se calibre en una cualquiera delas 5 posiciones que señala claramente el cursor (1,2; 1,4; 1,6; 1,8 ó 2veces la corriente nominal (300 A)).


Pag. 33 Unidad II

• Como el relé HB no está previsto para proteger contra sobrecargas alalimentador troncal aéreo o subterráneo de 10 kV, debe permitir queéste transporte su corriente máxima admisible (en condiciones deemergencia operativa), y para ello de acuerdo a recomendaciones delfabricante la mínima corriente de operación (nominal) de los relés HBdebe calibrarse a un valor mayor al 120% de la corriente máximaadmisible del alimentador troncal de 10 kV en el tramo protegido.

• Se recomienda que el cursor señale la posición correspondiente a lamínima corriente de operación (nominal) que sea la menor de todas lasque cumplan con la condición impuesta en el párrafo anterior (para asíofrecer una mayor protección en la zona de las menores sobrecorrientesde cortocircuito).

• Si el alimentador troncal de 10 kV es cable trifásico subterráneo tipo NKYde 10 kV, su corriente máxima admisible es el 120% de su corrientenominal. Asimismo, si hay más de un cable trifásico de 10 kV en la zanjase aplican los siguientes factores de corrección a la corriente nominal y ala corriente máxima admisible de un cable en la zanja: 0,88 (si hay 2cables en la zanja) y 0,76 (si hay 3 cables en la zanja).

En la Tabla 3.12 se indican las corrientes nominales y máximas admisiblesde los cables trifásicos subterráneos tipo NKY de 10 kV en las secciones de3x240, 3x120 y 3x70 mm2, que están normalizadas por Edelnor y Luz delSur para ser secciones de alimentadores troncales subterráneos de 10 kV enzonas urbanas y urbano-marginales.

Tipo – secciónde alimentadortroncalsubterráneo de10 Kv

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 1cable por zanja

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 2cables por zanja

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 3cables por zanja

NKY – 3x240 mm2

NKY – 3x120 mm2

NKY – 3x70 mm2

375 A (446 A)252 A (300 A)189 A (227 A)

330 A (392 A)222 A (264 A)166 A (200 A)

285 A (339 A)192 A (228 A)144 A (173 A)

Tabla 3.12 Corriente nominal y corriente máxima admisible de las seccionesde alimentadores troncales trifásicos subterráneos de 10 kV tipo NKY.

• Si el alimentador troncal de 10 kV es cable unipolar subterráneo tipoN2XSY de 8,7/15 kV formando una terna trifásica dispuestahorizontalmente en la zanja, su corriente máxima admisible es el 120%de su corriente nominal. Asimismo, si hay más de una terna de cablestipo N2XSY en la zanja se aplican los siguientes factores de corrección ala corriente nominal y a la corriente máxima admisible de una terna en lazanja: 0,88 (si hay 2 ternas en la zanja) y 0,76 (si hay 3 ternas en lazanja).

• En la Tabla 3.13 se indican las corrientes nominales y máximasadmisibles de los cables unipolares subterráneos tipo N2XSY de 8,7/15


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kV en las secciones de 3-1x240, 3-1x120 y 3-1x70 mm2, que estánnormalizadas por Edelnor y Luz del Sur para ser secciones dealimentadores troncales subterráneos de 10 kV en zonas urbanas yurbano-marginales.

Tipo – sección dealimentadortroncalsubterráneo de 10kV en mm2

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 1terna por zanja

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 2ternas por zanja

Corrientenominal(corrientemáximaadmisible) de 3ternas por zanja

N2XSY – 3-1x240N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x70

487 A (580 A)333 A (396 A)246 A (293 A)

429 A (510 A)293 A (348 A)216 A (258 A)

370 A (441 A)253 A (301 A)187 A (223 A)

Tabla 3.13 Corriente nominal y corriente máxima admisible de las seccionesde alimentadores troncales subterráneos de 10 kV tipo N2XSY.

Ejemplo de metodología para calibración de la mínima corriente deoperación (nominal) de los relés HB

Utilizaremos como ejemplo el mismo alimentador troncal de 10 kV y de 5tramos que se utilizó en el ejemplo del acápite 3.8.1. para calcular la Icc enlos extremos inicial y final de cada uno de los 5 tramos y cuyos resultadosse indican en la Tabla 3.9.

En la Tabla 3.14 se indica el número de ternas de cables tipo N2XSY porzanja, el 100% de la corriente máxima admisible (obtenida de la Tabla 3.13)y el 120% de la corriente máxima admisible de todos los tramos delalimentador troncal de 10 kV protegidos por relés HB de 300 A.

Tramo

Tipo –sección en

mm2

N° deternas

por zanja

100% de lacorrientemáxima

admisible

120% de lacorrientemáxima

admisible

2do.3ro.4to.5to.

N2XSY – 3-1x120

N2XSY – 3-1x120

N2XSY – 3-1x70

N2XSY – 3-1x70

2123

348 A396 A258 A223 A

418 A475 A310 A268 A

Tabla 3.14 100% y 120)% de la corriente máxima admisible de todos lostramos del alimentador troncal subterráneo de 10 kV protegidos por relés

HB de 300 A.

La posición idónea del cursor regulador de la mínima corriente de operación(nominal) de los relés HB de 300 A es la que se indica en la Tabla 3.15, deacuerdo a la metodología desarrollada en este acápite.


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TramoTipo –sección enmm2

120% de lacorrientemáximaadmisible

Posición idónea del cursor de lamínima corriente de operación(nominal) de los relés HB de 300A

2do.3ro.4to.5to.

N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x120N2XSY – 3-1x70N2XSY – 3-1x70

418 A475 A310 A268 A

1,4 x In (1,4 x 300 = 420 A)1,6 x In (1,6 x 300 = 480 A)1,2 x In (1,2 x 300 = 360 A)1,2 x In (1,2 x 300 = 360 A)

Tabla 3.15 Posición idónea del cursor regulador de la mínima corriente deoperación (nominal) de los relés HB de 300 A que protegen del 2do. al 5to.

y último tramo del alimentador troncal subterráneo de 10 kV.

4. RESUMEN

• La subestación de distribución tipo convencional de 10/0,22 kV es de 2 tipos:subestación convencional de superficie (SE) y subestación convencional subterránea(SS), y está normalizada por Edelnor y Luz del Sur para ubicarse en el recorrido dealimentadores troncales o laterales de 10 kV.

• Los componentes de la subestación convencional de superficie (SE) y subterránea (SS)están diseñados para soportar un nivel de cortocircuito de 500 MVA (30 kA en 10 kV) enel lugar de su ubicación, por lo que la SE y SS está diseñada para instalarse sinlimitación alguna en el radio de acción de la SET alimentadora 60/10 kV donde elequipamiento proyectado a mediano plazo será con 1 o 2 transformadores de 25 MVAen paralelo. Si hubiera interruptores tripolares de 250 MVA de potencia de ruptura en SEo SS donde se excediera este nivel de cortocircuito, tendrían que ser reemplazados porinterruptores tripolares de 500 MVA de potencia de ruptura.

• Si en la SET alimentadora 60/10 kV el equipamiento proyectado a mediano plazo serácon 3 transformadores de 25 MVA en paralelo, entonces la corriente de cortocircuitotrifásico franco en barras de 10 kV (43,30 kA) debe ser reducida a 30 kA o menos en ellugar de ubicación proyectada de la SE o SS.

• La SE y SS con 6 celdas de 10 kV y 2 celdas de transformador se denomina PDL cuandoes un puesto de derivación de laterales, y se ubica en el recorrido de alimentadorestroncales de 10 kV para alimentar hasta 2 clientes en 10 kV cuya carga contratada porcliente no exceda 2 500 kW.

• La SE y SS con 4 celdas de 10 kV y 1 celda de transformador se ubica preferentementeen el recorrido de alimentadores laterales de 10 kV para alimentar hasta 2 clientes en 10kV cuya carga contratada por cliente no exceda 500 kW.

• Debe darse preferencia a la utilización de la SE, dejando la SS para casos excepcionalesen sótanos de edificios o bajo parques.

• La potencia nominal del transformador de distribución de la subestación convencionalque alimente urbanizaciones residenciales (de 1ra.; 2da. o 3ra. categoría) o pueblosjóvenes, debe ser 100 o 160 kVA de acuerdo a estudios técnico-económicos deoptimización. Para cargas concentradas en 220 V como edificios, electrobombas,industriales o comerciales, también están disponibles las potencias nominales de 250,400 ó 630 kVA.


Pag.36 Unidad II

• La corriente simultánea de demanda máxima para cargas de alumbrado público (AP) delos 4 alimentadores de AP que como máximo salen del tablero de AP de la SE o SS con6 celdas de 10 kV y 2 celdas de transformador, no debe exceder el 120% de la corrientenominal del contactor de BT, cuya corriente nominal puede ser 50, 63, 80 ó 125 A.

• La temporización inicialmente asignada a los relés HB de 300 A que protegen del 2do. alúltimo tramo de los alimentadores troncales aéreos o subterráneos de 10 kV, se da porrazones de selectividad.

• La temporización finalmente asignada a los relés HB de 300 A que protegen del 2do. alúltimo tramo de los alimentadores troncales aéreos o subterráneos de 10 kV, se da porrazones de protección contra los efectos térmicos del cortocircuito, y no necesariamentecoincide con la temporización inicialmente asignada por razones de selectividad.

• El transformador trifásico convencional en celda de SE o SS es protegido contracortocircuitos por los fusibles limitadores de corriente (media tensión) para interior tipoE-ANSI de 30kA (capacidad de interrupción eficaz simétrica en 10kV).

• El transformador trifásico convencional en celda de SE o SS es protegido contrasobrecargas preferentemente por un interruptor termomagnético tripolar de bajatensión tipo caja moldeada.

5. PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN

1. Explique por qué no se utilizan en el tablero de AP transformadores de corriente paramedición de la energía eléctrica activa de las redes de AP cuando la corriente nominaldel tablero de AP (o del contactor de BT) es 50 ó 63 A.

2. Explique por qué es conveniente que los transformadores convencionales de 50 y 100kVA sean protegidos contra sobrecargas por interruptores termomagnéticos tripolaresde BT al igual que los transformadores convencionales de 160, 250, 400 y 630 kVA.

3. Explique por qué es conveniente que los transformadores de corriente que alimentan altablero totalizador midan conjuntamente la corriente del tablero de distribuciónsecundaria (DS) y la corriente del tablero de alumbrado público (AP).

4. Explique por qué no es conveniente unir las barras de fase de los 2 tableros de DScuando en la SE o SS con 2 celdas de transformador ambas están equipadas con sendostransformadores convencionales de 400 ó 630 kVA.

5. Si se tiene proyectado que a mediano plazo una SET alimentadora 60/10 kV estaráequipada con 3 transformadores de 25 MVA en paralelo, determine la longitud mínimadel 1er. tramo de un alimentador troncal trifásico subterráneo tipo N2XSY de 3-1x240mm2 y 10 kV, que permita instalar en su extremo final una SE o SS (diseñada para unnivel de cortocircuito trifásico franco de 500 MVA (30 kA en 10 kV)).

6. Desde la SE o SS de la pregunta anterior se alimentará un cliente en 10 kV con cargacontratada de 2 000 kW y factor de potencia unitario, al cuál le correspondería un cablesubterráneo particular tipo N2XSY de 3-1x35 mm2 por capacidad de corriente nominalmas nó por resistencia al cortocircuito (porque soporta solamente 4,6 kA durante 1 s,según la Fig. 3.13). Se pide determinar entre las secciones normalizadas de 70, 120 y240 mm2 cuál es la recomendada por resistencia al cortocircuito sabiendo que los relésHB se temporizan en 0,0 s para clientes en 10 kV.

7. Si sabe que la temporización finalmente asignada a los relés HB de un alimentadortroncal de 10 kV y de 6 tramos es la siguiente: 1,2 s (para el 2do. tramo), 0,8 s (para el3er. tramo), 0,4 s (para el 4to. tramo) y 0,0 s (para el 5to. y 6to. tramo). Si la


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temporización de los relés HB puede ser regulada contínuamente entre 0,3 y 6 s,indique la temporización que se debe asignar a los relés HB ubicados en el extremo deinicio del 6to. tramo para que se bloquee su operación (y solo operen los relés HB queprotegen el 5to. y 6to. tramo desde el extremo de inicio del 5to. tramo).

8. La calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB (por el criterio deselectividad) de un alimentador troncal de 10 kV y de 6 tramos es la siguiente: 1,2 s(para el 2do. tramo), 0,8 s (para el 3er. tramo), 0,4 s (para el 4to. tramo) y 0,0 s (parael 5to. y 6to. tramo). Se pregunta porqué no es conveniente asignar 0,4 s (para el 4to.y 5to. tramo) y 0,0 s (para el 6to. tramo).

9. Indique tramo por tramo cuál es la calibración de la temporización inicialmente asignadaa los relés HB (por el criterio de selectividad) en un alimentador troncal de 10 kV y de11 tramos.

10. Si un tramo de alimentador troncal de 10 kV está protegido por relés HB de 300 A y escable tipo NKY de 3x240 mm2, determine la calibración de la mínima corriente deoperación (nominal) de los relés HB de 300 A si hay 2 cables por zanja.

6. RESPUESTAS A LAS PREGUNTAS DE AUTOCOMPROBACIÓN

1. Porque la medición no es indirecta sino directa, a través de medidores de energíaeléctrica activa trifásicos de 220 V, 15 (120) A, 60 Hz, clase 2, los cuales pueden medirdirectamente la corriente máxima del tablero de AP con contactor de 50 ó 63 Anominales.

2. Porque los fusibles limitadores de corriente de BT tipo NH actualmente utilizados noestán diseñados para protección contra sobrecargas, como sí ocurre con losinterruptores termomagnéticos tripolares de BT que están previstos para proteccióncontra sobrecargas de transformadores convencionales de 160, 250, 400 y 630 kVA encelda de SE o SS.

3. Para que verdaderamente se totalice la corriente de carga que soporta el transformadorconvencional, porque actualmente la corriente que fluye por el tablero de AP no esdetectada ni por los transformadores de corriente que alimentan al tablero totalizador nipor el dispositivo de protección contra sobrecargas del transformador convencional.

4. Porque la corriente de cortocircuito trifásico franco, que es la más desfavorable, seduplicaría con barras unidas respecto a la situación actual (con barras separadas) y elloimplicaría mayores solicitaciones termodinámicas sobre los conductores de losalimentadores que salen de los 2 tableros de DS (en condiciones de cortocircuito).

5. Si en la conocida fórmula para calcular la corriente eficaz simétrica de cortocircuitotrifásico franco consideramos: Icc = 30 kA; Iset = 43,30 kA y como incógnita, lalongitud mínima, obtenemos 0,25 km como la solución positiva de una ecuación de 2do.grado, siendo ésta la respuesta a la pregunta.

6. En la Fig. 3.13 observamos que la sección de 70 mm2 soporta 22 kA durante 0,2 s (0,1 sdel relé + 0,1 s del interruptor), insuficiente porque la corriente eficaz simétrica decortocircuito trifásico franco (Icc) en ese extremo del alimentador troncal de 10 kV es 30kA. En la Fig. 3.13 también observamos que la sección de 120 mm2 soporta 39 kAdurante 0,2 s, suficiente porque la Icc es 30 kA. Por lo tanto, la sección de cable tipoN2XSY recomendada por resistencia al cortocircuito es 3-1x120 mm2.


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7. El bloqueo de los relés HB se consigue asignando la mayor temporización posible (6 s),y así se garantiza que no operarán estos relés ante cortocircuitos en el 6to. tramo.

8. El 4to. tramo es más importante que el 5to. (y el 5to. es más importante que el 6to.)porque al estar más cerca de la SET alimentadora transporta mayor corriente de carga.Por lo tanto, ante cortocircuitos en el 5to. tramo no es conveniente que también salgafuera de servicio el 4to. tramo y preferimos que la selectividad de la protección sepierda en el 5to. y no en el 4to. tramo. Por eso asignamos 0,4 s (para el.4to. tramo) y0,0 s (para el 5to. y 6to. tramo).

9. La siguiente es la calibración de la temporización inicialmente asignada a los relés HB enun alimentador troncal de 10 kV y de 11 tramos: 1,2 s (para el 2do. y 3ro.); 0,8 s (parael 4to. y 5to.); 0,4 s (para el 6to., 7mo. y 8vo.) y 0,0 s (para el 9no., 10mo. y 11mo.tramo).

10. En la Tabla 3.12 se observa que la corriente máxima admisible de un cable tipo NKY de3x240 mm2 es 392 A cuando hay 2 cables por zanja, entonces el 120% de la corrientemáxima admisible es 470 A. La mínima corriente de operación (nominal) de los relés HBde 300 A debe calibrarse a un valor mayor de 470 A, por lo tanto la posición idónea delcursor regulador debe ser 1,6 x In (1,6 x 300 = 480 A).

FIN DE LA UNIDAD

Unidad 02

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