DisenoDeInstalacionesElectricas

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Comisión Nacional del Agua

MANUAL DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO

DISENO DE INSTALACIONES ELECTRICAS

Diciembre de 2007

www.cna.gob.mx

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ADVERTENCIA

Se autoriza la reproducción sin alteraciones del material contenido en esta obra, sin fines de lucro y citando la fuente. Esta publicación forma parte de los productos generados por la Subdirección General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento, cuyo cuidado editorial estuvo a cargo de la Gerencia de Cuencas Transfronterizas de la Comisión Nacional del Agua.

Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento. Edición 2007 ISBN: 978-968-817-880-5 Autor: Comisión Nacional del Agua Insurgentes Sur No. 2416 Col. Copilco El Bajo C.P. 04340, Coyoacán, México, D.F. Tel. (55) 5174-4000 www.cna.gob.mx Editor: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales Boulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209 Col. Jardines de la Montaña, C.P 14210, Tlalpan, México, D.F. Impreso en México Distribución gratuita. Prohibida su venta.


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Comisión Nacional del Agua Ing. José Luis Luege Tamargo Director General Ing. Marco Antonio Velázquez Holguín Coordinador de Asesores de la Dirección General Ing. Raúl Alberto Navarro Garza Subdirector General de Administración Lic. Roberto Anaya Moreno Subdirector General de Administración del Agua Ing. José Ramón Ardavín Ituarte Subdirector General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento Ing. Sergio Soto Priante Subdirector General de Infraestructura Hidroagrícola Lic. Jesús Becerra Pedrote Subdirector General Jurídico Ing. José Antonio Rodríguez Tirado Subdirector General de Programación Dr. Felipe Ignacio Arreguín Cortés Subdirector General Técnico Lic. René Francisco Bolio Halloran Coordinador General de Atención de Emergencias y Consejos de Cuenca M.C.C. Heidi Storsberg Montes Coordinadora General de Atención Institucional, Comunicación y Cultura del Agua Lic. Mario Alberto Rodríguez Pérez Coordinador General de Revisión y Liquidación Fiscal Dr. Michel Rosengaus Moshinsky Coordinador General del Servicio Meteorológico Nacional C. Rafael Reyes Guerra Titular del Órgano Interno de Control Responsable de la publicación: Subdirección General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento Coordinador a cargo del proyecto: Ing. Eduardo Martínez Oliver Subgerente de Normalización La Comisión Nacional del Agua contrató la Edición 2007 de los Manuales con el INSTITUTO MEXICANO DE TECNOLOGÍA DEL AGUA según convenio CNA-IMTA-SGT-GINT-001-2007 (Proyecto HC0758.3) del 2 de julio de 2007 Participaron: Dr. Velitchko G. Tzatchkov M. I. Ignacio A. Caldiño Villagómez


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CONTENIDO CAPITULO 1 1. PLANEACION DEL SISTEMA ELECTRICO……………………………… .......……. 1 1.1 INTRODUCCION…………………….………..……………………........................... 1 1.2 CONCEPTOS GENERALES PARA INSTALACIONES ELECTRICAS EN LOS SISTEMAS DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO...................................................................................…………..........1 1.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO ……….. 2 1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA…………………………………......5 1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES………………………………………………...……....6 1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN……………….……………………………….……. .7 1.7 RECOMENDACIONES………………………….…………………………………… 17 CAPÍTULO 2 2. MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA………………………….. 21 2.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………..... . 21 2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO……………………………..…..….................. 21 2.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS ………………. 30 2.4 CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES………..….................... .. 43 2.5 FACTOR DE POTENCIA..........………………………………………................... . 49 2.6.CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE……………………………………………………… .................……..…… 61 2.7 TABLAS……………………………………………………….....................………… 66 2.8 FIGURAS........................................................................ .............. .................... 103 2.9 BIBLIOGRAFIA........................................................................ ..... .................... 111 CAPÍTULO 3 3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS………… ................................. ...…………… 114 3.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………… .........…….. 114 3.2 TIPOS DE CANALIZACIONES………… .................………….…………………. 114 3.3 FACTOR DE RELLENO …………................. ……………………………………. 115 3.4 BANCO DE TUBERÍAS.………… ................ …………………………………….. 116 3.5 REGISTROS ELÉCTRICOS…… ................. …………………………………….. 117 3.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN…… ................... ………………………………… 117 3.7 TABLAS Y FIGURAS …………… .................. …………………………………… 119 3.8 BIBLIOGRAFIA ……………............................ …………………………………… 122 CAPÍTULO 4 4. PROTECCIONES………… .......................………………………………………… 124 4.1 INTRODUCCIÓN………………………………… .......... …………………………. 124 4.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE… .................. ... 125 4.3 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS……..……… ................. ……… 129 4.4 PROTECCIÓN DE EQUIPO………………………………… .................. ………. 134 i


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4.5 COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE,………………………… ............... ……………..…………...…. 137 4.6 TABLAS ..…………………………................... ………………………………..…. 144 4.7 DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN…… ...................…………………………….... 150 4.8 CURVAS Y GRÁFICAS……………… ................... ……………………………… 156 4.9 EJEMPLO DE APLICACIÓ ……………....................……………………………. 168 4.10 BIBLIOGRAFIA ……………....................................……………………………. 180 CAPÍTULO 5 5. SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS…. ...................... …………………… 183 5.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………… .......... ………. 183 5.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS…….... 183 5.3 CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS…… ................. ………. 189 5.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETA O PUNTA)……….…………………………..................................... …………………. 189 5.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN……… ................... ………………………………. 191 5.6 TABLAS……………………………….................. ………………………………… 195 5.7 FIGURAS ………………………..….................. ……………………………………198 5.8 BIBLIOGRAFIA ………………………..…........ …………………………………… 199 CAPÍTULO 6 6. SISTEMAS DE CONTROL………………….....................….………………….…. 201 6.1 OBJETIVOS………………………………………........ ……………………….…... 201 6.2 CONSIDERACIONES GENERALES…… ................……………………………. 201 6.3 EQUIPOS DE CONTROL………………….................. ………………………….. 202 6.4 DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL….................. …………………………. 209 6.5 DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO… .................………………………. 212 6.6 EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL… .................……………………… 214 6.7 BIBLIOGRAFIA… .............................................................……………………… 246 CAPÍTULO 7 7. SISTEMAS DE EMERGENCIA……………….… .................... …………………... 248 7.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………… ........ ……………... 248 7.2 CONSIDERACIONES ELECTRICAS……………………………………………... 248 7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA MOTOGENERADOR)………………… ..................................……. 249 7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS …… . ………. 251 7.5 CARGADOR DE BATERÍAS…………….……………………… .................... …. 255 7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN…………………………… ....................………… 255 7.7 TABLAS………………………………………………….................... …………….. 264 7.8 GRÁFICAS……………………………………………….................... ……………. 273 7.9 DATOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA (MOTOGENERADOR)………………. ……….……………………… 275 7.10 REFERENCIAS……………… ............................ ……….……………………… 276

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CAPÍTULO 8 8. SISTEMAS DE ALUMBRADO …………….....................….……………………... 278 8.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………… ........……... 278 8.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO……………..... …. 278 8.3 ALUMBRADO PARA INTERIORES …………….…… .................. …………….. 279 8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES …….………… ................. ………………. 280 8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN…………………… .................. ………………..… 281 8.6 TABLAS…………………… .................................................... ………………..… 287 8.7 BIBLIOGRAFIA……………………......................................... ………………..… 297 CAPÍTULO 9 9. ARREGLOS FÍSICOS………………...................... ……………………………….. 299 9.1 INTRODUCCIÓN……………………… ........ ……………………………………... 299 9.2 ARREGLOS DE CONJUNTO …… ................. ………….………………………. 299 9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS… .................. ………….…………………….. 300 9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA ……. ................. …………………………………. 305 9.5 TABLAS……………………………….................. ………………………………… 309 9.6 FIGURAS …………………………… .................. ………………………………… 314 9.7 BIBLIOGRAFIA …………………………… ......... ………………………………… 330 CAPÍTULO 10 10. NOMENCLATURA …..……………… .................. ……………………………….. 332 10.1 DEFINICION…………………………… ............. ………………………………... 332 10.2 SIMBOLOS ELECTRICOS….. ………............... ……….………………………. 343 APENDICE A……………………… ............ …………………………………………… 354 APENDICE B……………………… ........………………………………………………..395

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CONTENIDO 1. PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ..........................................................1 1.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................1 1.2 CONCEPTOS GRALES. PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN LOS SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO ..........................................................................................................1 1.2.1 Definiciones de conceptos generales .................................................................1 1.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO ...............2 1.3.1 Aspectos básicos ...............................................................................................2 1.3.2 Códigos y normas aplicables en sistemas de energía eléctrica .........................3 1.3.3 Organismos que certifican la aprobación de equipo eléctrico y materiales ........3 1.3.4 Lineamientos para el diseño de los sistemas de: fuerza, tierra y alumbrado .....3 1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA ....................................................5 1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES ..............................................................................6 1.5.1 Tensiones normalizadas.....................................................................................6 1.5.2 Tensiones de utilización por parte de la compañía suministradora ....................6 1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN............................................................................7 1.6.1 Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energía eléctrica en plantas industriales ..................................................................................7 1.6.2 Arreglos básicos (diagramas)........................................................................... 13 1.7 RECOMENDACIONES ....................................................................................... 17 1.7.1 Suministro de energía eléctrica ........................................................................ 17 1.7.2 Coordinación con otras áreas de ingeniería ..................................................... 17

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1. PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO 1.1 INTRODUCCIÓN Este capítulo pretende dar un panorama general de las instalaciones eléctricas en los sistemas de bombeo de agua potable y alcantarillado, describiendo sus principales componentes y la importancia que tienen dentro de las instalaciones. Se presentan los conceptos generales que deben tomarse como base en el diseño del sistema eléctrico y las desviaciones que se deben evitar en el desarrollo del mismo. Se describe una clasificación de cargas, la definición de centros de carga y la importancia que representa para algunos tipos de instalación contar con estos. Se enuncian las tensiones normalizadas y una clasificación de acuerdo a su nivel de distribución y suministro en la República Mexicana, conforme a los valores que maneja la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Se describen los efectos que produce la variación de la tensión en algunos equipos eléctricos, además se dan algunas recomendaciones para minimizar los efectos en estos equipos. 1.2 CONCEPTOS GRALES. PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN LOS SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO Los componentes principales de una instalación eléctrica en los sistemas de bombeo de agua potable, alcantarillado y saneamiento, desde el punto de acometida con la compañía suministradora, son principalmente: la subestación eléctrica y el sistema de fuerza. 1.2.1 Definiciones de conceptos generales Acometida eléctrica.- son todos los equipos conductores y accesorios necesarios para llevar la energía eléctrica desde el sistema de suministro hasta el usuario. A estos elementos se les conoce también como línea de servicio y de acuerdo con las necesidades de la Instalación y las características de la red de distribución de la acometida puede ser aérea o subterránea. Subestación eléctrica.- Conjunto de equipos y materiales eléctricos que sirven para transformar, controlar y regular la energía eléctrica para facilitar su transporte y manejo. Sistema de fuerza.-Es el conjunto de equipos, materiales y accesorios de una instalación eléctrica que se encargan de llevar la energía eléctrica desde el punto de servicio del usuario hasta el punto de utilización final.

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Centros de carga.-Dentro de una instalación eléctrica es el punto donde se considera una carga igual a la suma de todas las cargas parciales, lo que en realidad representa el centro de gravedad si a las cargas eléctricas se les trata como masas. Sistema de alumbrado.-Conjunto de luminarios necesarios en una instalación para proporcionar la iluminación artificial necesaria en las diferentes áreas de trabajo con la cual el personal pueda desarrollar sus tareas con la mayor seguridad y eficiencia. Sistema de tierra.-Conjunto de conductores electrodos y accesorios que conectados entre si eficientemente, tienen la finalidad de conectar a tierra las cubiertas y las partes metálicas de los equipos eléctricos para seguridad de personas, en caso de alguna falla en el sistema de fuerza. Sistema de pararrayos.-Conjunto de electrodos, conductores y accesorios que conectados entre si y a un sistema de tierras tienen la función de proteger a las construcciones contra las descargas atmosféricas. 1.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO 1.3.1 Aspectos básicos Seguridad La seguridad del personal es un factor de vital importancia y no admite restricciones por otros factores. Es uno de los objetivos fundamentales de la normalización. Flexibilidad y facilidad De acuerdo al tipo de instalación deben preverse posibles expansiones, aumentos en la carga y sus repercusiones en factores como son: La capacidad de los equipos nuevos y su espacio, el voltaje, espacio para instalaciones adicionales, modos alternativos de alimentación a las cargas, etc. Economía El costo de los equipos, el pago por consumo de energía y los gastos de operación y mantenimiento como resultado de las alternativas en el diseño es un factor importante pero de ninguna manera debe interferir en el sacrificio de la seguridad y la eficiencia del sistema. Eficiencia El sistema eléctrico debe estar en relación directa a su construcción y acabado, contará con el equipo adecuado para poder asegurar su operación en condiciones normales y dependiendo del tipo de instalación deberá contar con lo necesario para la operación aún en situaciones emergentes. Continuidad La continuidad que guarde un sistema eléctrico depende de la importancia que tenga en el proceso, lo que en las de mayor importancia se instalan equipos duales o se cuenta con un sistema de respaldo y se aíslan las posibles fallas para asegurar la operación correcta.

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Normatividad Todos los diseños de sistemas eléctricos deben apegarse a las normas nacionales o en su defecto con las internacionales vigentes, correspondientes. 1.3.2 Códigos y normas aplicables en sistemas de energía eléctrica NOM-001-SEMP-1994

NORMA OFICIAL MEXICANA

ANSI

AMERICAN NATIONAL STANDARS INSTITUTE

NEC

NATIONAL ELECTRIC CODE (ANSI C.I.I)

S M II

SOCIEDAD MEXICANA DE INGENIERIA E ILUMINACION

CFE

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

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

las

1.3.4 Lineamientos para el diseño de los sistemas de: fuerza, tierra y alumbrado La ingeniería de diseño eléctrico deberá contemplar los requisitos mínimos de seguridad a que deben sujetarse las instalaciones eléctricas, sometidas a ambientes húmedos y corrosivos; para el sistema de fuerza, tierras y alumbrado. Así mismo, dichos sistemas deben cumplir con las características de calidad. Sistema de fuerza La subestación reductora deberá reducir la alta tensión de entrada a la tensión de distribución de las plantas. Deberá estar localizada en un área que cumpla con los requerimientos de la compañía suministradora, la cual consistirá de un cuarto de control eléctrico y un área de transformación. El cuarto de control eléctrico deberá contener tableros de mediana, baja tensión y tableros de alumbrado. Sistema de distribución a tensión media Deberá estar localizado, de preferencia en un área próxima al centro de carga eléctrica de la planta y deberá consistir de un tablero de distribución y centro de control de motores en mediana tensión. Sistema de distribución en baja tensión

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La tensión de 480 V se deberá obtener mediante la transformación de un arreglo de subestación propia. El sistema de distribución a 127/220 volts, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz, con neutro a tierra serán para servicios de alumbrado y motores fraccionarios. Podrán usarse canalizaciones subterráneas o aéreas para alimentadores de fuerza, alimentadores para distribución de alumbrado y estaciones de botones de control de motores. Los conduits subterráneos deberán ser instalados recubriéndolos con una envolvente rectangular de concreto armado, deberá colorearse de rojo para identificación. La parte superior de los bancos de concreto deberán ir a un mínimo de 50cm bajo nivel de piso terminado y deberán tener el menor número de cruces posibles. Los bancos que contengan uno y dos conduits deberán ser localizados a escala. Los bancos de 3 ó más conduits deberán ser localizados en planta y elevación. Dimensiones extremas deberán indicar el tamaño del banco en planta; en la elevación deberá indicarse el tamaño del banco desde la parte superior hasta la inferior. Los conductores que operen en temperaturas ambientes de 45°C o menores, deben tener un aislamiento termoplástico de PVC con cubierta de nylon y temperatura de operación de 75°C, para 600 V, tipo THWN. Deberá proveerse un conduit separado para los hilos de control. La distancia máxima entre registros será de 60m, siempre y cuando no existan deflexiones apreciables de dirección. En general se utilizarán conductores de cobre para alimentadores de fuerza y control. Alumbrado Los sistemas de alumbrado en unidades de proceso y edificios deberán ser alimentados mediante transformadores trifásicos. Estos transformadores deberán localizarse de preferencia cerca de los tableros. Los transformadores serán tipo seco. Los tableros de alumbrado serán de 220/127 volts equipados, con interruptores para circuitos derivados y estarán localizados cerca del centro de carga. Deben usarse luminarios fluorescentes en oficinas, vestidores, talleres, almacenes, cuartos de control, etc. También podrán usarse en áreas exteriores de proceso siempre y cuando reúnan características adecuadas. Se deberá instalar contactos para lámparas portátiles en áreas de proceso. Los contactos deberán localizarse de manera que las áreas de trabajo puedan alcanzarse

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con una extensión de 15 m En otras localidades los contactos deberán colocarse según las necesidades de estas áreas. Se usará alumbrado localizado en equipos que contengan instrumentos u otros dispositivos que sea necesaria su iluminación debido a las condiciones de proceso. Para la iluminación de áreas de almacenamiento se usarán reflectores de alta eficiencia luminosa. Se deberán usar luces de aviso para los aviones y luces de obstrucción en las estructuras altas, en conformidad con el reglamento de Aeronáutica Civil. Se deberá proyectar un sistema de alumbrado de emergencia en los cuartos de control eléctrico e instrumentos en donde se localizarán luminarios estratégicamente, de tal manera que los tableros eléctricos e instrumentos, etc., queden iluminados, así como también los accesos, salidas y escaleras. Sistema de conexión a tierra El profesionista debe tener como un objetivo principal en el diseño de un sistema general de tierras el lograr la protección de personas, equipos, aparatos e instalaciones en general, contra descargas atmosféricas, cargas estáticas, o choques eléctricos, producidos por diferencias de potencial, originados por el contacto de conductores vivos con partes metálicas o bien por el paso de las corrientes de falla. En el capítulo 5 del Manual de Procedimientos se detalla todo lo referente al sistema general de tierras. 1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA Un centro de carga es el lugar donde se encuentran las demandas de mayor potencia dentro de una instalación, pero dependiendo del tipo de instalación, algunas veces las cargas se encuentran localizadas en áreas diversas, por lo que es recomendable situarlo en el centro de gravedad de las cargas. La importancia de determinar los centros de carga, consiste en contar con un sólo grupo de alimentadores principales, alimentadores secundarios cortos y tener los elementos de control cerca de los equipos. Clasificación de cargas La cantidad, capacidad, localización y tipo de cargas es un factor determinante en el diseño de un sistema eléctrico. El estudio de cargas consiste en una recopilación y clasificación de cargas.

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Por su magnitud En algunas instalaciones, las cargas requieren un voltaje de operación diferente, por consecuencia la instalación tendrá diferentes niveles de voltaje. Cuando esto sucede las cargas deben agruparse de acuerdo a estos niveles. Por su localización (densidad de carga) De acuerdo al arreglo de cargas que se tenga, éstas deben agruparse también por zonas, de tal forma que no se tenga altos costos de la instalación debido a las distancias que se tenga de los centros de cargas a las cargas. Por su importancia de continuidad Considerando que tan necesario es el servicio, se puede saber cuales son las cargas prioritarias en caso de utilizar un sistema de respaldo y así clasificar también como cargas en el sistema normal y cargas con respaldo de emergencia, o bien con una segunda alimentación normal alternativa. Por su naturaleza o tipo de carga En el diseño de los sistemas eléctricos, es necesario considerar una variedad de tipos de cargas que intervienen y que generalmente se pueden agrupar en alumbrado, motores, contactos y aplicaciones especiales. Estas últimas tienen una gran variedad dependiendo de cada instalación. 1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES 1.5.1 Tensiones normalizadas Las tensiones de acuerdo a la clasificación de la norma ANSI-141-1986 se tiene como: Baja tensión: A los sistemas de voltaje nominal de menos de 1000 V. Media tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual a 1000 V y de menos de 100,000 V. Alta tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual o más de 100 000 Volts. 1.5.2 Tensiones de utilización por parte de la compañía suministradora Los valores utilizados para el suministro de energía por la cía. suministradora son: en baja tensión

*440/220/127 V 13 800 V 23 000 V 34 500 V

en media tensión

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*Tensión de utilización por subestación propia Las tensiones iguales y mayores a 34 500 V se utilizan para subtransmisión o transmisión. En algunos casos pueden ser tensiones de suministro. 1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 1.6.1 Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energía eléctrica en plantas industriales La tensión para la distribución de una instalación depende principalmente de la carga instalada y de la característica de los equipos que se instalarán. En la siguiente tabla se presenta una guía general para determinar el voltaje más conveniente a utilizar en una instalación de acuerdo a la carga total instalada. Tabla 1.1 Tensiones sugeridas de alimentación a una instalación eléctrica Voltaje de alimentación (tres fases) 220/127 V 480 V 2400 ó 4160 V 4160 ó 13 800 V 13 800 V, 23 000 V,34 500V

Carga en kva 0-112.5 kva* 0-2000 kva 0-3000 kva (1) 10000-20000 kva (2) más de - 20000 kva

* Se utilizará 220/127 V para alumbrado, motores fraccionarios cuando no se tengan motores mayores a los 15 HP, si no se empleará 480 V preferentemente. (1) Por ser más económico es preferible utilizar cuando sea posible el voltaje en 4160 V. (2) Cuando se tengan cargas de esta magnitud hay que realizar un estudio técnicoeconómico contemplando posibles ampliaciones ya que a futuro podría resultar la tensión más adecuada la de 13 800 V. En sistema en 480 V es menos costoso que el de 220 V ya que maneja corrientes menores, repercutiendo esto en calibres de conductores más delgados y menor capacidad en las protecciones. En éste sistema se pueden manejar transformadores auxiliares para el alumbrado con secundario en 220/127 V. Efecto de la variación de la tensión en un sistema Los principales efectos de la variación de la tensión en los equipos que conforman las instalaciones son: fluctuaciones en la velocidad de los motores de inducción y aumento en la temperatura (Tabla 1.2), otros efectos importantes sobre los motores de inducción son: el tener un bajo voltaje causa la disminución del par de arranque y el aumento de temperatura a plena carga, lo que produce un mayor tiempo en la aceleración y menor vida en los aislamientos del motor.

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Por otro lado un alto voltaje produce un incremento en el par y la corriente de arranque, disminución del factor de potencia, lo que puede causar daño en los acoplamientos, aumenta la caída de tensión en el sistema y obliga a corregir el factor de potencia para evitar las penalizaciones respectivas, por lo que se puede concluir que un motor de inducción es afectado en mayor grado por bajos voltajes. Tabla 1.2 Efectos de la variación de voltaje en los motores de inducción Características del Motor Par de arranque y par máximo de trabajo Velocidad sincrona Por ciento de deslizamiento Velocidad a plena carga Eficiencia a: 100% 75% 50%

Factor de potencia a: 100% 75% 50%

Variación del voltaje nominal 90% del voltaje

110% de voltaje

decrece 19% no varia

aumenta 21% no varia

aumenta 23% decrece 1.5 %

decrece 17% aumenta 1 %

decrece 2 % casi no varía aumenta 1 - 2%

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

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

Corriente a plena carga

aumenta 11%

Corriente de arranque

decrece 10 -12%

Aumento de temperatura a plena carga

aumenta 6 - 7%

decrece 3 % decrece 4 % decrece 5 - 6% decrece 7% aumenta 10 -12%

decrece 1 - 2%

En las lámparas incandescentes se tiene con una disminución del voltaje, una baja en la emisión luminosa y con el aumento del voltaje el decremento de la vida útil de las lámparas (ver Tabla 1.2). Las lámparas fluorescentes son afectadas en menor grado por las variaciones de voltaje que las incandescentes, ya que pueden operar en un rango de ± 10% del voltaje nominal. En general, una variación del voltaje en 1% afecta la emisión lumínica en 1%. En lámparas de alta intensidad de descarga, si no se usan balastras reguladas, una disminución del 10% en el voltaje nominal, producirá una disminución del 30% de la emisión lumínica. Si se usan balastras de potencia constante una reducción del 10% en la tensión bajará la iluminación un 2%.

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Si existen reducciones del voltaje alrededor del 20% el arco se extinguirá y la lámpara requiere de un cierto intervalo de tiempo para volver a encender. Tabla 1.3 Efectos de la variación de voltaje en lámparas incandescentes Voltaje aplicado (volts) 105 110 115 120 125 130

% del voltaje nominal 87.5 91.7 95.8 100.0 104.2 108.3

% de vida 575 310 175 100 55 34

% de emisión lumínica 64 74 87 100 118 132

En la práctica se puede recurrir a: la utilización de alimentadores lo más cortos posibles (uso de centros de cargas), la reducción de impedancias, sin que ello repercuta en corrientes de corto circuito altas, el uso de capacitores en paralelo, la utilización de cambiadores de derivación bajo carga, reguladores de voltaje, autotransformadores, etc. Perfil de caída de tensión Para evitar los efectos que pudieran presentarse por tener una caída de tensión excesiva, es recomendable tratar de mantener el valor de voltaje dentro de límites aceptables en las terminales de los equipos. Cuidando que la caída de tensión producida por la corriente que fluye a través de las impedancias (de los equipos y materiales) no rebase dichos límites conociendo la regulación de tensión, como se muestra en la Figura 1.1.

480

voltaje sin carga caída del voltaje primario (en base a 480 V)

470 caída en el transformador

460

caída en la red secundaria

450

caída en el cto. derivado

440 Figura 1.1 Perfil de caída de tensión

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caída total

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Caída de tensión en el sistema Para conocer la caída de voltaje de un circuito en condiciones estables (sin transitorios como efectos por arranque de motores) es necesario conocer la impedancia del circuito y la corriente en el mismo. Guías de selección de tensiones Conociendo las tensiones comúnmente empleadas en la República Mexicana, empleadas por la Comisión Federal de Electricidad y la industria en general, tanto en media como en baja tensión (Tabla 1.4), se puede seleccionar el voltaje más económico en función de la carga conectada. Tabla 1.4 Tensiones utilizadas en la República Mexicana De transmisión CFE Extra Alta Tensión 400,000 Alta Tensión

De distribución primaria

De distribución secundaria

Tensión media

Baja tensión

CFE

Industria

CFE

Industria

(1) 34,500 23,000 13,800

23,000 13,800 (2)6,000 4,160 2,400

220/127

480/277 (2)440/254 220/127

231,000 115,000 85,000 69,000 Notas: (1) Tensión de subtransmisión. Se usa poco como tensión de alimentación en industrias (2) Tiende a desaparecer En la Tabla 1.5 se muestran los valores recomendados y posibles no recomendados de tensión de alimentación para motores de inducción de acuerdo a su potencia. Tabla 1.5 Valores recomendados y posibles no recomendados de tensión para motores de inducción C.P. Volts. 100 200 300 400 500 1000 2000 3000 4000 7000 10000 20000 440 X X X Y Y 2300 X X X X X X Y 4000 Y Y X X X X X Y 6600 X X X X X X X Y 13.200 X Y Y X X X X: Voltaje recomendado 10


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Y: Voltaje posible no recomendado

(Referencia: Información de fabricante) En instalaciones de gran capacidad es posible tener que seleccionar varios niveles de tensión, aplicando cada uno para diferente utilidad, por ejemplo: Del nivel mayor al menor se puede utilizar una tensión para los equipos de bombeo principales de 4160 V. Una tensión de 480 V para bombas auxiliares, grúas, mecanismos de apertura de compuertas, etc. y finalmente una tensión de 220/127 V para cargas de alumbrado y otras cargas pequeñas. 1.6.1.1 Procedimiento para la determinación de centros de carga y descripción de parámetros En instalaciones grandes en donde la carga se encuentra concentrada en determinados lugares es conveniente la distribución del sistema en centros de carga. Para ubicar los centros de carga de una instalación y realizar un análisis para identificar la alternativa más adecuada a un buen diseño es necesario conocer principalmente los siguientes parámetros: a) Levantamiento de cargas Obtenga una distribución de la carga de la instalación en general con la localización de los equipos y sus características eléctricas (potencia, tensión, fases, etc.). En la mayor parte de las veces lo anterior no es posible por lo que deberá de estimar la carga en función de instalaciones similares, elaborando sus propios índices de watts ó VA por m2 para las diferentes áreas. b) Determinación de la demanda total La suma de watts ó VA nominales de las cargas proporciona la carga conectada total. Dado que algunos equipos trabajan en forma intermitente y otros a menos de su capacidad plena, la demanda resultante es menor que la carga conectada. c) Localización del centro de carga En general, entre más cerca se localicen los equipos de transformación (cuando se requieran) del centro de carga del área servida, menor serán los costos del sistema de distribución. En caso de tener duda, es necesario realizar una evaluación técnicoeconómica.

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

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1.6.2 Arreglos básicos (diagramas)

1 2

3

3

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

Figura 1.2 Radial simple Sistema radial simple Es el sistema sencillo por ocupar solamente un alimentador primario, un solo transformador o banco de transformación, el transformador alimenta solo un bus secundario. Es el sistema más empleado, su operación y expansión en caso necesario son simples, se utiliza donde no es necesario una continuidad en el servicio, debido a que en caso de falla o mantenimiento el sistema queda completamente fuera (ver figura 1.2). Ventajas y usos Es el más económico de todos los sistemas, de fácil operación y expansión simple; se emplea en pequeñas industrias, donde el proceso puede interrumpirse y la planta puede alimentarse con un sólo transformador (ver figura 1). Sistema radial expandido Es un sistema similar al anterior con un solo alimentador primario con dos o más transformadores que alimentan cada uno a un bus secundario, su operación y expansión es sencilla, en caso de falla de uno de los secundarios se aisla el área

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afectada pero en caso de falla del alimentador primario queda fuera por completo el sistema (ver fig. 1.3 en pág.20). Las ventajas que se tiene sobre el sistema anterior es el tener alimentadores más cortos y bajas corrientes de corto circuito. Se utiliza cuando la magnitud de la carga requiere utilizar más transformadores. Tiene las mismas desventajas del sistema anterior y su costo es más elevado 25 a 30% comparado con el sistema anterior. Sistema primario selectivo Este sistema tiene la característica que dos alimentadores primarios llegan a cada banco de transformación. Se tienen el número de transformadores necesarios de acuerdo a la instalación y normalmente se conecta la mitad de los transformadores a cada uno de los alimentadores y solamente en caso de falla se conectan todos los transformadores a un solo alimentador por lo que este debe tener la capacidad suficiente para soportar la carga total, los seccionadores deben tener un bloqueo para impedir el cierre de los dos a la vez (ver fig.1.3). Una ventaja es que se cuenta con dos fuentes distintas de alimentación en el primario. Otra ventaja es poder dar un mejor mantenimiento al equipo primario de seccionadores y buses. Como desventajas tiene que en caso de falla un transformador o tablero secundario que fuera por completo esa zona y su costo es superior a los sistemas radiales, mayor entre 50 a 75% comparado con el radial simple y 20 a 30% con el radial expandido, estos rangos son debido al número de transformadores empleados debido a qué tan compleja se quiera una instalación con la misma carga instalada.

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1

4

4

2

2

3

3

4 Seccionadores bajo carga con fusibles (A.T.) Figura 1.3 Radial expandido

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4

4

4

2

4

2

3

3

Figura 1.4 Radial selectivo en el primario

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1.7 RECOMENDACIONES 1.7.1 Suministro de energía eléctrica Conociendo los principales datos de la instalación eléctrica, el usuario deberá proporcionar a la cía. suministradora la siguiente relación de datos: 1 Nombre del proyecto 2 Localización de la instalación 3 Giro o tipo de proyecto 4 Demanda máxima requerida 5 Capacidad instalada 6 Fecha programada para recibir el servicio eléctrico 7 Continuidad de servicio 8 Características principales del equipo (número y capacidad de motores, tipo de arranque, voltaje de utilización, etc.) Posteriormente la compañía suministradora deberá proporcionar al usuario la siguiente relación de datos: 1 Tensión de suministro 2 Tolerancia de variación de la tensión 3 Tipo de acometida (aérea subterránea) 4 Frecuencia 5 Tolerancia de la variación de la frecuencia 6 Número de fases y número de hilos 7 Capacidad de corto circuito máxima y mínima 8 Continuidad del servicio (estadísticas de fallas indicando el tiempo y número de interrupciones, así como la frecuencia de maniobras por mantenimiento) 9 Programa y presupuesto de obras necesarias para el suministro 1.7.2 Coordinación con otras áreas de ingeniería Al diseñar la instalación eléctrica, deberá ser con la participación del personal que se indica a continuación, el cual nos puede indicar con mayor certeza los siguientes criterios: Ingeniería mecánica, hidráulica y proceso Información referente a potencia requerida en equipos de bombeo, grúas, compresores, etc. Así como establecer la lógica de control, protección y medición en electroválvulas, torres de oscilación, paros y arranques de equipos, etc. Las necesidades de continuidad del proceso de sectores, grupos, unidades, etc. Equipos y máquinas que por su importancia puedan quedar fuera o en servicio en un caso de emergencia.

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

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

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CONTENIDO 2. MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA .....................................21 2.1. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................21 2.2. CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO ....................................................................21 2.2.1. Corto circuito trifásico ......................................................................................21 2.2.2. Corto circuito monofásico ................................................................................24 2.2.3. Ejemplo de aplicación......................................................................................25 2.3. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS.......................30 2.3.1. Cables de energía ...........................................................................................30 2.3.2. Cables de baja tensión ....................................................................................34 2.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión .........................................37 2.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión ......................................40 2.4. CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES ......................................43 2.4.1. Métodos de arranque ......................................................................................43 2.4.2. Procedimiento de cálculo ................................................................................43 2.4.3. Ejemplo de aplicación......................................................................................46 2.5. FACTOR DE POTENCIA ...................................................................................49 2.5.1. Introducción.....................................................................................................49 2.5.2. Determinación del factor de potencia ..............................................................50 2.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia por capacitores ................................................................................................................55 2.5.4. Ejemplo de aplicación......................................................................................57 2.6. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE61 2.6.1. Criterios básicos de selección .........................................................................61 2.6.2. Método de cálculo ...........................................................................................62 2.6.3. Ejemplo de aplicación......................................................................................65 2.7. TABLAS..............................................................................................................66 2.8. FIGURAS .........................................................................................................103 2.9. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................111


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2. MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA 2.1. INTRODUCCIÓN Este capítulo comprende los procedimientos del cálculo de: corto circuito, cálculo y selección de conductores, caída de tensión al arranque de motores, corrección de factor de potencia y selección de reactores limitadores de corriente. En el procedimiento de cálculo de corto circuito se establecen dos casos, uno cuando ocurre una falla trifásica, la cual produce la máxima corriente de corto circuito y otro cuando se origina un corto circuito monofásico, que es el más común. En ambos se proporcionarán las bases necesarias para la determinación de los valores de corto circuito, utilizando para este fin el método de por "unidad", que constituye un medio aproximado para determinar el valor de las corrientes de corto circuito, el cual se considera práctico, sencillo y confiable, además de ser uno de los más utilizados. En cuanto al procedimiento para la selección de conductores se consideran los cálculos por ampacidad, caída de tensión, regulación de tensión (para cables de energía) y la comprobación por corto circuito, así mismo se muestra el procedimiento para la selección de la tubería. Considerando que para el arranque, los motores de c.a. para uso general, tanto jaula de ardilla como síncronos necesitan una corriente a tensión plena de cinco a diez veces la corriente nominal y que tales aumentos súbitos de corriente, tomada del sistema de alimentación, causan caídas de tensión considerables en el sistema, por lo que se establecen los métodos de arranque, el procedimiento de cálculo y se mencionan algunas recomendaciones para tratar de reducir las caídas de tensión excesivas. Por otra parte se proporcionan las consideraciones generales para la corrección de factor de potencia, donde se mencionan algunos métodos de compensación y se desarrollan los procedimientos de cálculo, mencionando recomendaciones de carácter general. Por último se muestra el procedimiento de cálculo para la selección de reactores limitadores de corriente, en el cual se establecen criterios de carácter general. 2.2. CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO 2.2.1. Corto circuito trifásico 2.2.1.1. Diagrama unifilar El procedimiento de cálculo se inicia preparando un diagrama unifilar en el cual se indican los elementos y parámetros que influyen en el cálculo como son las fuentes de energía y elementos pasivos. Los elementos y parámetros que intervienen en el cálculo de corto circuito son: a) Acometida eléctrica: Potencia o corriente de corto circuito.

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b) Generadores: Capacidad (MVA) y reactancia subtransitoria (x”d). c) Motores: Capacidad (C.P.) y reactancia subtransitoria (x”d). d) Transformadores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%) y tensión primaria y secundaria. e) Reactores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%). f) Cables: reactancia, longitud y tensión de operación. 2.2.1.2. Diagrama de reactancias El diagrama de reactancias se forma a partir del diagrama unifilar, cada uno de los elementos pasivos sustituyendo por sus impedancias correspondientes, todas las fuentes generadoras de tensión (donde aplique) desaparecen y en su lugar se colocan las impedancias propias o internas. Para determinar el comportamiento de la red en el corto circuito en un modo determinado, se dibuja una red equivalente y mediante aritmética simple, transformación en serie, paralelo y delta estrella, y se determina el valor de la impedancia y equivalente. Se deberá obtener del fabricante los valores específicos (reactancias, resistencias, potencia, tensión, etc.) de los diferentes equipos y elementos del sistema, cuando no sea posible obtenerlos se emplearán los valores que se dan en las tablas 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5 y 2.6. Los motores con tensión nominal de 600 volts e inferiores, se agrupan indicando su reactancia equivalente, de acuerdo a lo indicado en la tabla 2.2 (ANSI/IEEE-C37.131981 y IEEE std-141-1993). 2.2.1.3. Conversión de reactancias a una potencia base Todas las reactancias de los diferentes elementos deberán convertirse a su potencia de aportación al corto circuito de acuerdo con las siguientes fórmulas: a) Para el sistema de suministro: Conociendo la potencia de corto circuito trifásico:

X0 1 =

kVAb kVA CC

Conociendo la corriente de corto circuito trifásico: kVAb X0 1 = 3 IcckVb

22


(2.1)

(2.2)

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Conociendo la reactancia equivalente del sistema en por unidad ( X'0/1 ) a determinada potencia base en kVA': kVAb X0/1 = X′0/1 (2.3) kVA′ b) Para un transformador:

X0/1 = Xt0/1 c) Para los conductores: R0/1 = R

kVAb kVA t

kVAb 1000kV2b

X 0/1 = X

(2.4)

(2.5)

kVA b 1000kV 2b (2.6)

Z0/1 = R 0 /1 + JX 0/1 d) Para los motores: X 0/1 = X m % / 100

kVA b kVA m

Para generadores usar X"d donde: X0/1 Reactancia por unidad kVAb Potencia base Z0/1

Impedancia por unidad

kVb

Tensión entre fases

ICC

Corriente de corto circuito

kVA'

Potencia base (Suministro por C.F.E.)

R0/1

Resistencia por unidad

Xm%

Reactancia del motor en porciento

kVAt Potencia del transformador Con estos valores se elabora el diagrama de reactancias equivalente de la red. 23


(2.7)

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2.2.1.4. Cálculo de la corriente de falla: Para calcular la corriente de corto circuito en el punto de falla se aplicará la expresión: kVAb Icc = (2.8) 3 ZeqtotkVb donde: Zeqtot = Impedancia equivalente total de secuencia positiva Para la determinación de la corriente de corto circuito asimétrico se deberá utilizar el factor de asimetría (K) que está en función de la relación X/R de la instalación y que para fines prácticos se considerará de un valor de 1.25. La expresión será la siguiente:

Iccasim = IccK

(2.9)

2.2.2. Corto circuito monofásico En este cálculo la corriente se ve afectada por la forma que se encuentran conectados los neutros de los equipos al sistema de tierras, ya que presentan retorno de corriente de secuencia cero, por lo que es necesario considerar este aspecto en la denominada red de secuencia cero, ver figura. 2.1 y 2.2. 2.2.2.1. Diagrama unifilar Se procede igual que el punto 2.2.1.1 y se considera la forma de conexión del neutro a tierra. 2.2.2.2. Diagrama de reactancias Proceda igual que en el punto 2.2.1.2. 2.2.2.3. Conversión de reactancias a una potencia base Se procede igual que en el punto 2.2.1.3. Con estos valores por unidad se elaboran los diagramas de secuencia positiva (+), negativa (-) y cero (0). Las tres mallas de secuencia se deberán conectar en serie 2.2.2.4. Simplificación de diagrama de reactancias Esta simplificación se realiza para obtener el diagrama de reactancias equivalente en el punto de falla de las tres redes de secuencia, positiva, negativa y cero tomando en consideración que estas dependen de la conexión a tierra de los neutros de transformadores, generadores, motores y sistema. Se interconectan las tres redes de secuencia y se combinan las reactancias hasta obtener la reactancia total equivalente.

24


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2.2.2.5. Cálculo de la corriente de falla Para calcular la corriente de corto circuito de falla a tierra o monofásica, se aplican Las siguientes expresiones: X p.u. kV 2 1000 X ohm = kVA base Iccsim =

3V L- N X1 + X 2 + X 0

(2.10)

Iccasim = kIccsim

El cálculo de la potencia de corto circuito se efectúa por medio de la expresión siguiente: kV Pccsim = (2.11) Zeqtot donde: Reactancia equivalente en ohms Xohm Xp.u Reactancia equivalente de secuencia positiva o negativa o cero en p.u. Xeq mot Reactancia equivalente del motor en ohms X1 Reactancia equivalente de secuencia positiva en ohms 2 Reactancia equivalente de secuencia negativa en ohms X X0 Reactancia equivalente de secuencia cero en ohms kV Tensión de línea en el punto de falla, en kV kVAbase Potencia base en kVA VL-N Tensión de fase a neutro en Volts Corriente de corto circuito monofásica simétrica en amperes Iccsim Iccasim Corriente de corto circuito monofásica asimétrica en amperes k Factor de asimetría Zeqtot Impedancia equivalente total 2.2.3. Ejemplo de aplicación Calcular el valor de la corriente de falla trifásica (simétrica y asimétrica) y monofásica en el bus de 4160 volts, de acuerdo al siguiente diagrama unifilar.

25


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a) Diagrama unifilar. kVsistema = 23 MVACC= 500 MVA T1 3000 kVA 23/4.16 kV Z%=6.5

4.16 kV

falla

3/C, 300MCM 183m, x=0.023Ω

4.16 kV T2

3/C, 4/0 122m, x = .015Ω 1000 kVA 4.16/0.48 kV Z%=8 480 V

motor síncrono *600 C.P. *600 C.P.

500 C.P. X”d = 16 % X”d = 27 %

*motores de inducción X”d = 16.7 %

motores de inducción 1000 kVA,Xequimot = 25 %

b) Cálculo de la falla trifásica. Potencia base. kVABASE = 10,000 Sistema de suministro. XR

=

10,000 500,000

= 0.02

Transformadores.

X T1 =

6.5 x 10,000 = 0.217 100 x 3000

X T2 =

8 x 10,000 = 0.8 100 x 1000

26


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Motores de inducción. 16.7 x 10,000 = 2.783 100 x 600

X4.16 kV =

X480V =

Motor síncrono. XS =

25 x 10,000 = 2.5 100 x 1000

16 x 10,000 = 3.2 100 x 500

Cables.

X 300MCM =

X 4/0 =

0.023 x 10,000 = 0.013 1000 x 4.16 2

0.015 x 10,000 = 0.009 1000 x 4.16 2

c) Diagrama de reactancias equivalente XR= 0.02 XT1=

FALL A

X300MCM= 0 013

X4/O= 0.009 XT2= 0.8

X4160 2 78

kV=

X4.16kV= 2.78

XS= 3.2 X480V= 2.5

Para la reducción de las reactancias del diagrama mostrado se procede de la forma siguiente: 1.- Las reactancias en serie se encontrará su equivalente como la suma algebraica de cada una de las reactancias involucradas. Xeqs = X1 + X2 +.......+ Xn

(2.12)

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

27


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1 1 = 1 1 1 Xeqp + +.......+ Xn X1 X2

XR=0.02

X4.16kV=

X4.16kV=

2.783

2.783

XS=3.2

X480V=2.5

(1) XT1=0.217

(2)

XT2=0.8

(3) X300 MCM=0.013

X4/0=0.009

falla (1) Xeqs = 0.02 + 0.217 = 0.237

( 2)

1 = 0.013 + Xeqp

1 1 1 1 + + 2.783 2.783 32 .

= 0.983

(3) Xeqs = 2.5 + 0.8 + 0.009 = 3.309 (1)

(2) 0.237

(3) 0.983

3.309

falla 1 = Xeqp

1 = 0.181 1 1 1 + + 0.237 0.983 3.309

∴ Iccsim =

10000 = 7667.742 A 3 x0.181x4.16

Iccasim = 1.25x7667.742 28


= 9584.677 A

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Cálculo de la falla monofásica El diagrama de reactancia de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, por lo tanto, la reactancia de secuencia positiva es X1 = 0.181 p.u. El valor de la reactancia de Sec (-) es igual a la Sec (+) X2 = 0.181 p.u. Diagrama de Sec (0) Referencia

XT2

XR XT1 P

S

falla 1 La reactancia de Sec (0) es igual a reactancia del transformador 1. X0 = XT1 = 0.217 p.u. Todos los motores tienen conexión delta.

0.181 p.u

0.181 p.u

0.217 p.u

0.181x4.162 x1000 = 0.313 Ω X1 = X 2 = 10000 0.217x4.162 x1000 = 0.376 Ω X0 = 10000 3×

I1∅ cc =

4160

3 = 7,194.313 A. sim. 0.313+ 0.313+ 0.376 29


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2.3. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS 2.3.1. Cables de energía Estos cables tienen como función primordial la de transportar energía eléctrica desde las fuentes de generación hasta los puntos de consumo, para su utilización, por lo cual es de vital importancia su adecuada selección. 2.3.1.1. Consideraciones generales a) Características físicas del conductor Tipo de instalación (al aire libre o subterránea) Tipo de canalización (en conduit, charola, directamente enterrado o en banco de ductos) Temperatura (ambiente y del terreno), humedad relativa, explosiva Trayectoria (longitud y profundidad) b) Selección de cables de energía Utilice "EP" en locales húmedos y secos y directamente enterrados Utilice "EP" dentro de edificios, subestaciones y en general, en cualquier trayectoria de instalación con una longitud hasta de 150 metros Utilice "XLP" para trayectorias de instalación con longitudes mayores a los 150 metros c) Niveles de aislamiento: Si los cables de energía se instalan en sistemas protegidos con relevadores que liberen fallas a tierra lo más rápido posible, en un tiempo no mayor a un minuto, o si el sistema tiene neutro a tierra utilice un nivel de aislamiento del 100% (NMX-J-1421994-ANCE) Si los cables de energía se instalan en sistemas con neutro aislado o si el tiempo de liberación de falla no excede en más de una hora utilice un nivel de aislamiento del 133% (NMX-J-142-1994-ANCE) 2.3.1.2. Cálculo del calibre mínimo. Cálculo por corriente a) Calcule el valor de la corriente nominal ( In ) de los equipos Recabe características eléctricas de los equipos a alimentar y aplique las fórmulas correspondientes de acuerdo a las indicadas en la tabla 2.7. 30


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b) Determine los factores de corrección de acuerdo al tipo y forma de instalación Factor de corrección por temperatura ( FCT ), aplicar tablas 2.8 y/ó 2.9. Considerar la temperatura de operación del conductor de 90 ºC. Factor de corrección por profundidad (FCP), aplicar tabla 2.10. Factor de corrección por agrupamiento (FCA), aplicar tablas 2.11, 2.12, 2.13. c) Corrección del valor de corriente nominal Considerando los factores indicados en el punto 2.3.1.2 inciso “b”. Aplicar la siguiente fórmula: Ic =

In (FCA)(FCT)(FCP)

(2.12)

donde: Ic In FCA FCT FCP

Corriente corregida en Amperes Corriente nominal del equipo en amperes Factor de corrección por agrupamiento Factor de corrección por temperatura = Factor de corrección por profundidad

En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125% de la corriente nominal del motor a plena carga. Según Art. 430-22 y Art. 430-23 NOM-001-SEMP1994. En caso de motores de servicio no continuo ver tabla 2.14 según articulo 430-23(b) NOM-001-SEMP-1994. Cuando se alimenten varios motores o motor y otras cargas deberán tener una capacidad de conducción de corriente, igual a la suma de las corrientes a plena carga nominales de todos los motores, más el 25% de la corriente nominal del motor mayor del grupo, más la corriente nominal de otras cargas, según artículo 430-24, NOM-001-SEMP-1994. En caso de capacitores aplique un factor del 135% de la corriente nominal de condensador, según artículo 460-8. NOM-001-SEMP-1994. d) Determinación del calibre del conductor por corriente Con el valor de corriente calculado en el paso "c" y catálogos de fabricante, seleccione el calibre del conductor que conduzca una corriente superior a la calculada.

31


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Para elegir el calibre emplee las curvas o datos del fabricante a un factor de carga del 75%. Considere que el factor de carga está definido como la corriente de carga promedio dividida entre la máxima corriente de carga para un período dado. Consulte manual técnico de cables de energía condumex, o curvas de algún otro fabricante. Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible de conducción del cable de energía calibre 750 kCM (en cualquier forma de instalación). Utilice conductores en paralelo del calibre resultante, verifique que el factor de corrección por agrupamiento (FCA) sea adecuado a esta nueva situación, si no lo es, repita este procedimiento, según el punto 2.3.1.2 inciso (b). 2.3.1.3. Cálculo por regulación de tensión a) Verificar calibre por regulación de tensión Aplicar la siguiente expresión: Regulación (%R ) =

ΔV × 100% Vn

(2.13)

donde:

ΔV= Caída de tensión al neutro en kV Vn= Tensión al neutro en kV b) Para calcular (ΔV) Realice lo siguiente: Determine el valor de resistencia (R) en c.a. del conductor seleccionado en el inciso "d" del punto 2.3.1.2. Aplique tabla 2.15 y la temperatura de operación del conductor a 90 ºC. Calcule el radio medio geométrico (RMG) del conductor. Utilice tablas 2.16 y 2.17. Calcule la distancia media geométrica (DMG) e inductancia (L) del conductor. Aplique tabla 2.18. Calcule la reactancia inductiva (XL) del conductor. Aplicar formula: XL = 2πFL donde: XL Reactancia inductiva del cable en ohms/Km F Frecuencia en Hz (aplique el valor de 60 Hz) L Inductancia en H/Km Calcule el valor de impedancia ( Z ) del conductor. Aplicar fórmula: Z = (R − jXL)l donde: Z = Impedancia del cable en ohms R = Resistencia en CA: del cable en ohms/Km 32


(2.14)

(2.15)

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XL= Reactancia inductiva del cable en ohms/Km l = Longitud del cable en Km Obtenga el valor de caída de tensión al neutro (V). Aplicar fórmula: DV = (Z)( In ) donde: DV = Caída de tensión al neutro en volts Z = ZL∅ Impedancia del cable en ohms = In L∅ = Corriente nominal del equipo a alimentar (utilizar el valor In obtenido en el inciso (a) del punto 2.3.1.2., en amperes). ∅ = Arc. cos (FP), para efectos de cálculo en este procedimiento FP = 0.9(-) y ∅= -25.84º ∅ = Arc. tag (XL/R) Si desea puede utilizar los valores absolutos de In y Z. Obtenga el valor de tensión al neutro (V n ). Aplicar la fórmula:

Vn =

Tensión de línea en volts 3

(2.16)

c) Determine el valor del % de regulación, si este valor excede del 3% (en un circuito derivado) verifique el calibre del conductor y repita el paso 2.1.3. 2.3.1.4. Cálculo por corto circuito a) Verificar calibre del conductor por corto circuito. Determine la máxima corriente de falla que deberá soportar el conductor antes de que operen los dispositivos de protección. Aplicar Fórmula: Icc =

MVAcc × 1000 3E

donde: Icc = Máxima corriente de falla en amperes.

MVA cc = Potencia de corto circuito en MVA

Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para 4.16 KV - 250 MVA Para 13.8 KV - 750 MVA E = Tensión de línea donde se conectará el conductor en kV

33


(2.17)

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Con el valor de Icc y el tiempo de operación del dispositivo de protección, determine en las figuras 2.3 y 2.4 el calibre del conductor. 2.3.1.5. Selección del diámetro de tubería a) Calcule el área que ocupará el alimentador. Aplicar Fórmula: A ( t) = M × (π × d2 / 4)

(2.18)

donde: A ( t) = Área total del alimentador en mm2 d = Diámetro exterior nominal del conductor, obtener de catálogos de fabricante incluyendo aislamiento, en mm M = Número de conductores que forman el alimentador b) Calcule el área de la tubería. Aplicar Fórmula:

A tub =

A (t) × 100 40

(2.19)

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

4 × A tub π

(2.20)

donde: dtub= Diámetro de la tubería en mm c) Selección del ancho de charola Aplique tabla 2.13. 2.3.1.6. Observaciones Este procedimiento aplica para cables de energía desde 5 hasta 34.5 kV. Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre que haya resultado mayor de los diferentes métodos de cálculo realizados. 2.3.2. Cables de baja tensión Se puede considerar como conductor para baja tensión a todo aquel que tenga un aislamiento que le permita operar en voltajes de hasta 1000 volts en condiciones de seguridad apropiadas. De la adecuada selección del conductor depende la continuidad de servicio en una instalación, previniendo posibles fallas. 34


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2.3.2.1. Consideraciones generales a) Características físicas de instalaciones del conductor. Tipo (al aire libre o subterráneo) Forma (en tubo, charola, o en banco de ductos) Temperatura (ambiente y del terreno) Trayectoria (longitud y profundidad) b) Seleccionar cable de baja tensión. Considere: Cable tipo RHW, THW o THWN (para locales secos y húmedos). 2.3.2.2. Cálculo por Corriente Considere los factores siguientes: a) Calcule el valor de la corriente nominal (In) de los equipos. Recabe las características eléctricas de los equipos a alimentar y aplique la tabla 2.7. b) Determine factores de corrección de acuerdo a forma y tipo de instalación. Aplicar los factores de corrección siguientes: Factor de corrección por temperatura (FCT). Aplicar tabla 2.19. Considerar la temperatura de operación del conductor a 75ºC (ambiente húmedo). FCT = 1.0 si la temperatura ambiente es igual o menor a 30 ºC. Factor de corrección por agrupamiento (FCA). Aplicar las tablas 2.20 y 2.13. FCA = 1.0 si el número de conductores es igual a 3 o menor. c) Corrección del valor de la corriente nominal La corriente nominal se afecta considerando los factores de corrección determinados en el punto 2.3.2.2., inciso (b). Aplicar Fórmula: IC =

In (FCT)(FCA)

35


(2.21)

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donde: Ic = Corriente corregida en ampers In = Corriente nominal del equipo en ampers En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125% de la corriente nominal del motor a plena carga. Según artículo 430-22 y artículo 430-23 NOM-001SEMP-1994. En caso de motores de servicio no continuo ver tabla 2.7. Según artículo 430-23(b) NOM-001-SEMP-1994. Cuando se alimenten varios motores o motor y otras cargas deberán tener una capacidad de conducción de corriente, igual a la suma de las corrientes a plena carga nominales de todos los motores y/o equipos más el 25% de la corriente nominal del motor mayor del grupo. Según artículo 430-24 NOM-001-SEMP-1994. d) Determine el calibre del conductor por corriente: Con el valor de la corriente calculado en el inciso “c” de este punto y columna a 75ºC de la tabla 2.21, seleccione el calibre del conductor adecuado (que conduzca una corriente superior a la calculada). Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible de conducción de corriente, del cable con calibre 750 KCM (de cualquier forma de instalación), utilice dos o más conductores por fase del calibre resultante, verificando si el (FCA) es el adecuado, a esta nueva condición, si no lo es, repita el procedimiento desde el punto 2.3.2.2. inciso (b). 2.3.2.3. Cálculo por caída de tensión a) Verificar calibre por caída de tensión. Aplicar tablas 2.7 y 2.21. Considere los factores siguientes: Utilice la sección transversal del conductor seleccionado en el punto 2.3.2.2., inciso (b). La caída de tensión (e%) total del circuito alimentador y derivado no debe exceder del 5%, referirse a los artículos 210-19 y 215-2. de la NOM-001-SEMP-1994. Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para circuitos alimentadores e% = 3% Para circuitos derivados e% = 2%

36


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Si el valor de la caída de tensión (e%) excede el valor considerado, verifique el calibre del conductor y repita el paso indicado en el punto 2.3.2.3. 2.3.2.4. Cálculo por corto circuito Verificar el calibre del conductor por corto circuito. Realice este paso solamente para alimentadores a CCM en 480 volts. Determine la máxima corriente de falla que deberá soportar el conductor antes de que opere el dispositivo de protección. Aplicar Fórmula: ICC =

donde:

MVACC × 1000 3×E

(2.22)

ICC Máxima corriente de falla en amperes MVA CC Potencia de corto circuito en MVA E Tensión de línea en kV

Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Para 480 volts una ICC = 25000 amperes simétricos. Con el valor de ICC y tiempo de liberación de falla, determine de la figura 2.4 el calibre del conductor. 2.3.2.5. Selección del diámetro de la tubería Aplique la tabla 2.22. 2.3.2.6. Observaciones. Este procedimiento aplica para conductores en baja tensión (600 volts o menos) en c.a. y c.d. Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre que haya resultado mayor de los diferentes cálculos realizados. 2.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión Calcular el calibre mínimo de un alimentador de un motor de inducción jaula ardilla trifásico, 60 Hz 6a C:P: (45 kW), 440 V., cuya trayectoria del CCM al motor es de la siguiente forma. a) Canalización por medio de charola de aluminio libre de cobre dentro del cuarto de control (aproximadamente 6 metros con tolerancia para curvas). b) Canalización por medio de tubería conduit de fierro galvanizado desde el cuarto de control hasta el motor (59 m), ésta condición regirá para fines de cálculo. Por lo tanto la longitud total del circuito será de 65 m. 37


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1) Cálculo de la corriente nominal, aplique la tabla 2.7. In =

746 × 60 44760 = = 79.58 A 3(440 )(0.90)(0.82) 562.43

Para el caso de la eficiencia η y factor de potencia (FP) aplique la tabla 2.23 para un motor a 1800 RPM o bien para obtener la corriente nominal del motor aplique la tabla 2.25 (tabla 430-150 NOM-001-SEMP-1994). De donde se obtiene In=80 A Determinación de los factores de corrección La temperatura ambiente máxima puede llegar a más de 40ºC para casas de máquinas por lo cual el factor de corrección por temperatura de la tabla 2.19 entre 41ºC y 45ºC para un aislamiento THW, 75 ºC es 0.82. FCT = 0.82 Las condiciones en la charola corresponden al aire y con separación entre conductor y conductor. En tubo irán 3 conductores, de manera que el factor de corrección por agrupamiento es: FCA = 1 Corrección del valor de la corriente nominal (tomando el valor mayor) In IC = (FCT)(FCA) IC =

(2.23)

80 = 97.56 A (0.82)(1)

Aplicando el 125% según, el punto 2.3.2.2 inciso (c) Donde la corriente corregida es: Ic = 97.56 AMP (1.25) = 121.95 A Determinación del calibre del conductor De acuerdo con la tabla 2.21 se usará un conductor calibre 1/0 AWG, con una sección transversal de 53.48 mm2.

38


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b) Comprobación por caída de tensión 2 × l × In × 3 e% = E×S e% =

(2.24)

2(1732050 . )(65m)(80A) = 076 . 440V(5348 . mm2 )

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

MVAcc × 1000 3 × 0.440

(2.25)

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

ICC =12764 A en las barras Con está ICC y el tiempo máximo de duración en falla, que se estima conservadoramente en 8 ciclos (0.1333s), se obtiene la Ι CC permisible en el conductor, ver figura 2.4. O bien aplique la fórmula:

⎛ T + 234 ⎞ ⎟⎟ 0.0297 log⎜⎜ 2 234 T + ⎠ ⎝ 1 I= A t donde: I Corriente de corto circuito permisible en amperes T1 Temperatura máxima de operación a 90ºC T 2 Temperatura máxima de corto circuito 150ºC A Área del conductor en circular Mils t Tiempo (de liberación de falla) de corto circuito en segundos El área en circular mils es 105560, para cal 1/0 AWG.

⎛ 150 + 234 ⎞ 0.0297 log⎜ ⎟ 90 + 234 ⎠ ⎝ I = 105560 0.1333 I=13534.74 A, ( permisible en el conductor). Con lo cual se comprueba que el conductor es el adecuado. 39


(2.26)

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d) Selección del diámetro de la tubería. Para tres conductores con aislamiento THW a 75ºC, en la parte en que estos se alojen en tubería se aplica la tabla 2.22 con un porcentaje de relleno del 40 %. La tubería seleccionada es de 51 mm. 2.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión Calcular el calibre mínimo del alimentador de una subestación que tiene 5 transformadores de 300 kVA y 5 de 500 kVA, 13200/440-220 volts, desde una caseta de medición a cien metros de distancia. La instalación deberá ser subterránea, con una temperatura media del terreno de 25 ºC. El factor de carga considerado es de 75 %. Como información adicional, se dispone de equipo de protección especial, pero cualquier falla a tierra será disipada en menos de 1 hora. Por lo tanto los cables a emplear deberán ser de categoría 133 % nivel de aislamiento. El factor de potencia del sistema es de 0.90. En este ejemplo se pueden usar cables XLP o EP. Se decide usar cable polycon EP 15 kV, catálogo de cables de energía 1a 69 kV-cat 003 conductores Monterrey 133 % nivel de aislamiento, conductor de cobre, en construcción monopolar. a) Cálculo de la corriente nominal Carga = 300 (5) + 500 (5) = 4000 kVA In =

kVA 3kV

=

4000 = 175 A 1.73 × 13.2

Los datos de instalación son los siguientes: Un ducto subterráneo formado por un tubo con tres conductores, monopolares, temperatura del terreno máximo de 30ºC. Longitud de la línea 100 m Factor de potencia igual a 0.90 Factores de corrección Conductor de cobre, instalación subterránea en ducto FCT = 0.97 FCA= 1.00 40


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FCP = 1.00 Ver tablas 2.8, 2.10 y 2.11 Ic =

175 A = 18041 . 1(1)(0.97)

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

%REG =

ΔV × 100 Vn

(2.27)

R20 = 0.329 ohms/km R90 = 0.329 (1+ 0.00393 X 70) = 0.41 ohms/km.; Que es la resistencia de cable en ohms/km DMG = 3 a × b × c = 3 D (2.28)

D

D=26.2 mm de diámetro exterior del conductor aislado proporcionado en la tabla de dimensiones y pesos para los cables polycon-R90, conductores Monterrey. De la tabla de dimensiones y características del cable sin aislamiento, se obtiene que el radio del conductor desnudo es 4.74 mm Catálogo conductores Monterrey para cables polycon EPR-8001-15,000 volts. RMG = 0.758 r RMG = 0.758(4.74) = 3.59 mm

X L = (2 × 3.1420 × 60)(4.605 log ΔV = 175

26.2 × 10 − 4 ) = 0.1499 ohms/km 3.59

100 (04195 . . + 01499 . . ) = 7.45 V = 0.07% × 08 × 06 1000 41


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Que es la caída de tensión al neutro ( ΔV ) Vn =

13,200 3

% Reg =

= 762102 . V

7.45 × 100 = 0.098 762102 .

Determinándose que el calibre 1/0 AWG Polycon EPR es adecuado. c) Cálculo por corto circuito.

Icc =

750 MVA ×1000 3 ×13.8

= 31376.81 A

Con está corriente y el tiempo de liberación de falla de 8 ciclos (0.1333), se determina el calibre del conductor, según la figura 7.8.3. Donde el calibre adecuado es: 2/0 AWG. Con un área igual a 67.40 mm2 y un diámetro de 27.30 mm. d) Selección del diámetro de la tubería. ⎛ 27.30 2 A(t ) = 3 ⎜⎜ 3.1416 × 4 ⎝

⎞ ⎟⎟ ⎠

A( t ) = 1756.052 mm 2

ATUB =

1756.052 × 100 40

ATUB = 4390 mm 2 4 × 4390 mm 2 3.1416 dTUB = 75 mm Por lo tanto el diámetro de la tubería comercial más próxima será 76 mm (3 pulg). d TUB =

42


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2.4. CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES 2.4.1. Métodos de arranque Normalmente se prefiere un arranque a tensión plena, puesto que permite obtener el mayor par a rotor bloqueado y de aceleración, aunque este método es el más sencillo, barato y confiable también es el que demanda las mayores corrientes durante el período de arranque. Cuando se utilice algún método de arranque a tensión reducida con parte de los devanados del motor o combinando conexiones con la finalidad de reducir, los pares transitorios en la flecha del motor en operación, la corriente de arranque, la caída excesiva de voltaje que puede evitar la aceleración de la transmisión a la velocidad normal y provocar el mal funcionamiento de otros dispositivos como relevadores y contactores, y evitar parpadeos en sistemas de alumbrado; debe de asegurarse de que las necesidades del par de la carga se satisfagan, ya que este tipo de métodos también reducen el par del motor. 2.4.1.1. Datos principales de los métodos de arranque a tensión reducida Ver tabla 2.26. 2.4.2. Procedimiento de cálculo 2.4.2.1. Generalidades El nivel de tensión en las barras principales de los tableros de las instalaciones se determina utilizando alguno de los siguientes métodos: Flujos de potencia Caída de tensión considerando reactancias Caída de tensión considerando impedancias Reactancia proporcional Impedancia proporcional 2.4.2.2. Impedancias por unidad del sistema a) Elaborar el diagrama unifilar del sistema en estudio, mostrando los elementos con sus datos respectivos. Se desprecia la impedancia de los conductores, en longitudes pequeñas; o bien se aplica la tabla 2.28 para longitudes grandes. b) Obtener el dato de la capacidad interruptiva de la línea de alimentación en MVA, dato proporcionado por la compañía de suministro (potencia de corto circuito mínima disponible). c) Selección de los kVA base, se recomienda usar los kVA del transformador reductor. d) Referir todos los valores de impedancias a la potencia base, seleccionada en el paso anterior.

43


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Impedancia del sistema.

ZS(0/1) = donde:

S BASE S CC

(2.29)

Z S(0/1) = Impedancia por unidad del sistema eléctrico externo SBASE =Potencia base, igual a la potencia nominal del transformador S CC =Potencia de corto circuito mínima disponible, del sistema del suministro

Impedancia por unidad del transformador. Para calcular, la impedancia por unidad del transformador se utiliza la siguiente fórmula, considerando que la potencia base es igual a la capacidad del transformador. Z% (2.30) Z T ( 0 1) = 100 Si no se tomará la potencia del transformador como valor base, la fórmula sería la siguiente: S ( Z %T ) ZT = BASE (2.31) STRANS (100) donde: Z T( 0 1) = Impedancia por unidad del transformador Z% T = Impedancia del transformador en % S TRANS = Potencia del transformador Impedancia en por unidad de los motores. Impedancia del motor a plena carga

Zmp =

Vf - n In

(ohms)

(2.32)

Impedancia del motor al arranque

Z ma =

V f -n Iarranque

(ohms)

(2.33)

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

Zmp(0/1) =

44


SBASE (Zmp ) KV² (1000)

(2.34)

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Impedancia del motor al arranque en por unidad Z ma(0/1) =

S BASE (Z ma ) KV²(1000 )

(2.35)

donde: Zmp : Impedancia del motor a plena carga en ohms Zmp(0/1) : Impedancia del motor a plena carga en por unidad Zma : Impedancia del motor al arranque en omhs Zma(0/1) : Impedancia del motor al arranque en por unidad In : Corriente nominal del motor, en ampers Iarranque : Corriente de arranque (considere un valor aceptable entre 5.5 y 6 veces la corriente nominal para efectos de cálculo o consulte los valores de corriente de rotor bloqueado y sus factores, en las tabla 2.29 kV : Tensión nominal en las terminales del motor en kV. e) Elaboración y reducción del diagrama de impedancias. Proceda igual que en el punto 2.2.1.2. El porcentaje de la caída de tensión en la barra expresado en por unidad es:

V1 = Vo − IT (ZS + Z T ) ó bien

(2.36)

V1 = 1 − IT (ZS + Z T ) donde: V1 Vo IT Zs ZT

Caída de voltaje momentánea en la barra, expresada en por unidad Tensión nominal al 100% expresada en por unidad Corriente total al arranque, a voltaje nominal, en por unidad Impedancia del sistema Impedancia del transformador

f) Cálculo de la caída de tensión. ,

V -V1 % e = nom × 100 Vnom donde: % e = Caída momentánea de voltaje en el motor en porciento V nom = Tensión nominal en volts ,

V 1 =Caída de voltaje momentánea en la barra expresada en volts g) Conclusión. Con los cálculos realizados determine el tipo de arranque a utilizar. 45


(2.37)

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1) Con tensión plena. Para fines prácticos se recomienda tener una caída de tensión máxima al arranque igual al 20 %. Después del arranque, los motores deben funcionar independientemente y en forma permanente aún al ocurrir las siguientes variaciones. +/- 10 % de la tensión nominal +/- 5 % de la frecuencia nominal 10% de la variación combinada en valor absoluto de tensión y frecuencia 2) Con tensión reducida. Una vez realizado el punto anterior, si el valor sobre pasa los valores considerados, es necesario utilizar alguno de los métodos de arranque a tensión reducida indicados en la tabla 2.26. 2.4.3. Ejemplo de aplicación. En una planta se tienen 3 motores de operación continua, se desea calcular la caída de tensión en el CCM al arranque de los motores considerando la condición más crítica, el arranque del motor mayor y los demás a plena carga. a) Diagrama unifilar.

50 MVA 23 kV/440 V 150 kVA; 3∅, 60 Hz Z% = 3.7 %

CCM 3∅, 440V

10 CP 11 A

50 CP 68 A

50 CP 68 A

b) Potencia de corto circuito mínima disponible. P CC = 50 MVA c) Selección de kVA Base. kVABASE = 150 kVA 46


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d) Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base se tiene: 150 S = 0.003 p.u. ZS(0/1) = BASE = 50000 SCC Para la ZMOTOR de 50 C.P. Vf-n 440 / 3 = 3.73 ohms = In 68

Zmp =

Zma =

Vf -n Iarranque

=

440 / 3 = 0.67 ohms 5.5 x 68

Para la ZMOTOR de 10 C.P.

440/ 3 = 23 ohms 11 440 / 3 = 4.18 ohms = 5.5 × 11 Z mp =

Zma

Transformando los valores obtenidos en ohms a valores en por unidad

Para el transformador.

ZT(0/1) =

Z% T SBASE 3.7(150) = 0.037 = 100 S TRANS 100(150)

Para motor 50 C.P. Zmp(0/1) =

( )

SBASE Zmp

KV (1000)

Z ma (0/1) =

2

=

150(3.73) = 2.88 p.u. (0.440)² (1000)

S BASE (Z ma ) 150(0.67) = = 0.51 p.u. 2 KV (1000 ) (0.440)² (1000)

Para motor 10 C.P.

Zmp (0/1) =

150(23) = 17.82 p.u. (0.440)² (1000)

Zma (0/1) =

150(4.180) = 324 . p.u. (0.440)2 (1000)

47


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e) Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias.

Zs(0/1) = 0.003

ZT(0/1) = 0.037

Zmp(0/1) =17.82

Zma(0/1) =0.51

Zmp(0/1) =2.88

Reduciendo: Z S +Z T =0.003 + 0.037 = 0.040 p.u. Zs(0/1) +ZT(0/1) =0.40

17.82

Zx =

0.51

2.88

Zmp( Zma ( 0 / 1)) 17.82(0.51) = = 0.485 p.u Zmp + Zma ( 0 / 1) 17.82 + 0.51

0.04

Zx=0.485

Zmp=2.88

0.485(2.88) Zx ( Zmp) = 0.415 = Zx + Zmp 0.485 + 2.88

48


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0.04

0.415

Z T =0.04 + 0.415 = 0.454 IT =

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

%e=

1 = 2.197 0.455

440 - 401.28 × 100 440

% e = 8.8 % g) De acuerdo a los valores tolerables es posible el arranque de los motores a tensión plena. 2.5. FACTOR DE POTENCIA 2.5.1. Introducción Esta sección indica el procedimiento de cálculo para la corrección del factor de potencia en una instalación eléctrica que produce un factor de potencia bajo. La corrección se hace a través de capacitores ya que este método resulta más simple y económico. 2.5.1.1. Problemas por el bajo factor de potencia Una instalación eléctrica que opera con un factor de potencia bajo presenta los problemas siguientes: a) Reduce la capacidad del sistema y su rendimiento debido a cables y transformadores sobrecargados. b) Aumenta las pérdidas debido a la resistencia en los conductores. c) Reduce el nivel de voltaje, afectando en forma adversa la eficiencia de operación de los motores. d) Reduce la iluminación de las lámparas incandescentes. e) Aumenta el costo de la energía cuando la compañía de suministro impone las 49


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condiciones del factor de potencia. 2.5.1.2. Cargas que intervienen en el factor de potencia Las cargas inductivas tales como: Motores de inducción Transformadores Soldadoras de arco Lámparas fluorescentes Equipo electrónico Otras cargas Los motores, son las cargas más significativas, esto se debe principalmente a lo siguiente: Son las cargas que tienen el factor de potencia más bajo. La mayoría de las cargas son motores. Las causas de que los motores operen con un factor de potencia más bajo que el de diseño propio son: Variación del voltaje. La operación de los motores por debajo de su capacidad nominal. En la tabla 2.28 se indican los efectos de las variaciones de voltaje sobre el FP y la tabla 2.31 los valores específicos del FP en relación a la variación de la potencia y velocidad del motor. 2.5.2. Determinación del factor de potencia 2.5.2.1. Método analítico en la etapa del proyecto El factor de potencia en una instalación en la etapa del proyecto se puede determinar a partir de la estimación de las características operativas del equipo que será instalado. Este método puede resumirse de la manera siguiente: a) Análisis de la instalación eléctrica. Separar el equipo eléctrico (cargas) que produzcan un factor de potencia bajo, estas cargas son: Motores de inducción Transformadores Alumbrado Otras cargas

50


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b) Características de la carga con bajo factor de potencia. Una vez seleccionada la carga con bajo factor de potencia, las características eléctricas que se deben reunir son: Para Motores. Potencia (en C.P.) Factor de potencia (FP) Eficiencia Velocidad (RPM) Para Transformadores. Potencia (en kVA) Impedancia (en p.u.) Corriente de excitación (en p.u.) Para Alumbrado. Potencia (en kW) Tensión (en kV) Para otras cargas. Potencia (en kVA ó kW) Tensión (en kV) Corriente (en A) Factor de potencia c) Determinación de la potencia activa y reactiva de cada carga. Potencia activa del motor. 1 CP= 0.746 kW

(2.38)

Si no se conoce el FP y/o eficiencia real, utilice las figuras 2.5 y 2.6, respectivamente. Si el motor no se encuentra trabajando al 100% de su potencia nominal, utilizar la tabla 2.29 para obtener el FP Para determinar la potencia reactiva del motor. kVAR M = kW M tg(arc cos FP) donde: kVAR M kW M FP tg

Potencia reactiva del motor en kVAR Potencia nominal del motor en kW Factor de potencia al que esta trabajando el motor Tangente del ángulo del FP

51


(2.39)

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Para el transformador. Los transformadores tienen un consumo propio de reactivos los cuales son constantes ya sean en vacío o con 100% de carga, se calculan con la expresión siguiente. kVAR T1 = kVAnomIexc T1 (2.40) kVAR T2 = kVA T7kVAR T2 (para capacidad nominal al 100% del transformador)

kVAR T = kVAR T1 + kVAR T2

(2.41)

(2.42)

donde: kVAR T1 = Potencia reactiva en vacío, este valor es independiente de la carga conectada al transformador, en kVAR kVAR T2 = Potencia reactiva con carga, este valor varía con la capacidad empleada del transformador, si el transformador trabaja con un porcentaje (100%) de su capacidad nominal, calcule primero los kVAR T2 al 100% de capacidad y aplique la fórmula siguiente: 2 ⎛ kVA(%) ⎞ kVAR T2 (%) = kVAR T2 × ⎜ (2.43) ⎟ . ⎝ kVA nom ⎠

kVA nom Potencia aparente nominal en kVA Iexc Corriente de excitación en p.u. Z Impedancia en p.u. kVAR T Potencia reactiva total del transformador en kVAR kVAR T2 (%) Porcentaje de capacidad empleada del transformador, sustituir este valor por kVAR T2 de la ecuación de kVART Para el alumbrado:

kVAR A = kWA tg(arc cos FP) donde: kVAR A = Potencia reactiva del alumbrado en kVAR kW A = Potencia nominal del equipo de alumbrado en kW = 1; Para alumbrado incandescente FP FP = 0.9; Para alumbrado fluorescente tg =Tangente del ángulo del FP Otras cargas: Para obtener la potencia activa y reactiva se utilizan las fórmulas siguientes. 52


(2.44)

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Para carga trifásica (3 ó 4 hilos)

3 In E ( FP) 1000

Potencia Activa : kWc = Potencia Reactiva : kVAR c =

3 In E sen (arc cos FP) 1000

Para carga monofásica (2 hilos)

Potencia Activa : kWc = Potencia Reactiva : kVAR c =

(2.45)

In E ( FP) 1000

(2.46)

(2.47)

In E sen (arc cos FP) 1000

(2.48)

donde: kW c kVAR c In E FP

Potencia activa de la carga en kW Potencia reactiva de la carga en kVAR Corriente nominal en amperes Tensión de línea en Volts Factor de potencia de la carga

d) Determinación de la potencia total activa y reactiva del conjunto de cargas. Desarrollar las fórmulas siguientes:

kVAR(tot) = kVAR M + kVAR T + kVARA + kVAR C (2.49)

kW(tot) = kWM + kWC + kWA donde: kVAR ( tot) = Potencia total reactiva de la carga en kVAR kW ( tot) = Potencia total activa de la carga en kW Nota Si los capacitores están conectados en el lado de alta tensión del transformador considerar las fórmulas anteriores. Si los capacitores están conectados en el lado de baja tensión, en la ecuación para calcular los kVAR ( tot) no se considera a los kVART. e) Determinación de la potencia aparente total (kVA ( tot) ) y factor de potencia existente (FP). Desarrollar las fórmulas siguientes: kVA( tot ) =

(kW )2 + ⎛⎜⎝ kVAR ( tot )

53


⎞⎟ ( tot ) ⎠

2

(2.50)

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FP =

kW(tot) kVA(tot)

(2.51)

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

FP =

FP =

kW − h

( kW −h) + ( kVAR −h) 2

kW (lectura)

[kW ] +[kVAR 2

(lectura)

54


(2.52)

2

(lectura)

]

2

(2.53)

Regresar

2.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia por capacitores 2.5.3.1. Corrección del factor de potencia en grupo empleando datos nominales del equipo Desarrollar el punto 2.5.2.1. "Método analítico en etapa del proyecto". a) Calcular la potencia reactiva necesaria (kVAR (N) ) para corregir el factor de potencia. Considérese un factor de potencia corregido superior o igual a 0.9 (atrasado) y aplique la tabla 2.32 donde: kVAR (N) = kW(tot) x valor obtenido de la tabla 2.32 con los F.P. existente y corregidos o aplicar la siguiente fórmula: kVAR (N) = kW(tot) x ( tg θ1- tg θ2)

(2.54)

donde:

θ1 =Arco coseno del factor de potencia existente θ2 =Arco coseno del factor de potencia corregido Para un F.P. = 0.9 (-) corregido, desarrollar la fórmula siguiente: kVAR (N) = kW(tot) x ( tg θ1-0.484)

(2.55)

b) Comprobación del factor de potencia corregido. Desarrollar las fórmulas siguientes: kVAR (G) = kVAR ( tot) = kVAR (N)

kVA(G) =

( kW ) 2 + ( kVAR ) ( tot )

2

( G)

FP(corregido ) = cos θ2 =

(2.56)

KW( tot) KVA(G)

(2.57)

(2.58)

donde: kVAR ( G) Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactiva de capacitores (kVAR (N) ) kVA ( G) Potencial total aparente total del grupo, incluyendo capacitores FP (corregido) Factor de potencia corregido, el valor obtenido debe ser igual o superior a 0.9(-)

55


Regresar

2.5.3.2. Corrección del factor de potencia en grupo empleando lecturas de consumo de energía y potencia Desarrollar el punto 2.5.2.2 "Método por medición en instalaciones en operación". a) Cálculo de la potencia reactiva necesaria kVAR (N) para corregir el factor de potencia. Considerar un FP (corregido) igual o superior a 0.9 y aplique la tabla 2.32 donde: kVAR (N) = kW (lectura) x el valor obtenido en la tabla 2.7.32 con los FP existente y corregido, o aplicar fórmula. kVAR (N) = kW (lectura) x (tg θ1 - tg θ2)

(2.59)

donde:

θ1 =Arco coseno del factor de potencia existente θ2 =Arco coseno del factor de potencia corregido b) Comprobar el valor del factor de potencia corregido. Desarrollar fórmula siguiente: kVAR ( G) = kVAR(lectura) - kVAR(N)

kVA(G) =

( kW

(lectura)

)

2

2

+ kVAR(G)

FP(corregido) = cos θ2 =

KW(lectura) KVA(G)

(kVAR)

(2.60)

(kVA)

(2.61)

(2.62)

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

FP = cos θ1 =

56


kWc kVAc

(2.63)

Regresar

donde:

θ1 = arco cos

kw c kVAc

(2.64)

kWC Potencia activa de cada carga en kW kVAC Potencia aparente de cada carga en kVA (considere solamente motores y otras cargas) b) Determinar la potencia reactiva necesaria (kVAR(N)) para corregir el FP Considere un FP corregido igual o superior a 0.9 (-). Con los valores obtenidos en los incisos a, b y c del punto 2.5.2.1, el factor de potencia existente y la tabla 2.32 seleccione los kVAR(N) donde: kVAR(N) = kWC x valor de la tabla 2.32. El valor de la tabla 2.32, es obtenido con el FP existente y FP corregido. c) Comprobar el valor de potencia corregido Desarrollar la fórmula siguiente: kVAR(i)= kVAR C - kVAR (N)

kVA(i) =

2

2

(kWC ) + (kVAR (i) )

FP(corregido) =

kWc kVA(i)

(2.65)

(2.66)

(2.67)

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

57


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1) Cálculo de los kW y kVAR. a) Motores de 100 C.P. kW100 = 100 x (0.746) = 74.6 kW kWT100= (Número de motores de 100 C.P.) x kW100 = 3 x 74.6 = 223.8 kW El FP para un motor de 100 C.P. 4 polos, es según la tabla 2.31 es de 0.88 (considerando que el motor trabaja al 100% de su carga). kVAR100 = 74.6 x tg (arc cos 0.88) = 40.26 kVAR. kVART100 = (Número de motores de 100 C.P.) x (kVAR100). = 3 x 40.26 = 120.79 kVAR.

kVART100=120.79 kVAR kW T100=223.8 kW Triángulo de potencias para los motores de 100 b) Motores de 50 C.P. kW50 = 50 x 0.746 = 37.3 kW kWT50 = (Número de motores de 50 C.P.) x kW50 = 2 x 37.3 = 74.6 kW El FP para un motor de 50 CP 4 polos según la figura 2.5 es de 0.89. kVAR50 = 37.3 x tg (arc cos 0.89) = 19.11 kVAR kVART50 = ( Número de motor de 50 C.P.) x (kVAR50) = 2 x 19.11 = 38.21 kVAR 58


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kVART50=38.21 kVAR kW T50=74.6 kW Triángulo de potencias de los motores de 50 C.P. c) Motores de 3 C.P. kW3 = 3 x 0.746 = 2.24 kW kWT3 = ( Número de motores 3 C.P.) x kW3 = 4 x 2.24 = 8.96 kW

El factor de potencia para un motor de 3 C.P., 4 polos, según la tabla 2.31 es de 0.71 (considerando que el motor trabaja al 100% de su carga). kVAR3 = 2.24 x tg (arc cos 0.71) = 2.22 kVAR kVART3 = (Número de motores de 3 C.P.) x ( kVAR3) = 4 x 2.22 = 8.88 kVAR

kVART3 =8.88 kVAR kW T3 =8.96 kW Triángulo de potencias de los motores de 3 C.P. 3) Transformador. Para el caso de transformadores los kVAR consumidos ya sea en vacío o plena carga están determinados aproximadamente por la corriente de vacío, la cual en nuestro caso es del 2%. kVARTR = (500 kVA) (0.02) = 10 kVAR

59


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

= kVART100 + kVART50 + kVART3 = 120.79 + 38.21 + 8.88 = 167.88 kVAR.

kW(tot) = kWT100 + kWT50 + kWT3 = 223.8 + 74.6 +8.96 = 307.36 kW. 5) Potencia aparente total y FP existente. 2

2

kVA ( tot ) = (30735 . ) + (16788 . ) =350.21 kVA

FP = 307.35/350.21 = 0.87

kVA(tot)=350.21 kVA

kVAR(tot)=167.88 kVAR

kW (tot)=307.35 Triángulo de potencias de la carga 6) Corrección del FP Usando la tabla 2.32. kVAR(N)

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

o por la fórmula siguiente se obtiene el mismo resultado. kVAR(N) = kW(tot) x (tg θ1 - tg θ2) = 307.35 (tg (arc cos 0.88) - tg (arc cos 0.90)) = 307.35 (0.539 - 0.484) = 16.9 kVAR 60


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167.88 kVARtot 307.35 kW 16.9 kVAR(N)

7) Comprobación del FP corregido. kVAR(G) = 167.88 - 17.21 = 150.98 kVAR 2

2

. kVA kVA (G) = (30735 . ) + (150.98) = 34243

FP (corregido) = 307.35/342.43 = 0.89

kVA(G) =342.43 kVA

kVAR(G) =150.98 kVAR

kW =307.35 Triángulo de potencias con FP=0.89 ( - ) 2.6. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE 2.6.1. Criterios básicos de selección Los reactores limitadores de corriente son utilizados principalmente para reducir la magnitud de la corriente de corto circuito, reduciendo por consiguiente los esfuerzos mecánicos y térmicos en todos los componentes que conducen la corriente de corto circuito y limitando la caída de tensión en la barra conductora, minimizando así los efectos en otras partes del sistema. Debido a que la estabilidad del sistema se afecta por los reactores, estos deben emplearse con precaución, puesto que el aumento de la reactancia entre las maquinas disminuye el limite de su estabilidad.

a) Tipo de servicio Interior Intemperie 61


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b) Condiciones de operación Medio ambiente Altitud de operación Humedad relativa Temperatura ambiente Espacio para instalación Aplique la tabla 2.33 c) Determinación del tipo de arreglo y construcción Considere: Arreglo

Construcción

Lineal (tres reactores monofásicos)

No compensado

Trébol o equilátero (tres reactores monofásicos)

No compensado

Vertical (un reactor trifásico)

Compensado o no compensado

d) Especificar localización de terminales e) Especificar material de devanados Considere: Cobre Aluminio f) Especificar tipo y clase de aislamiento g) Especificar tensión nominal de operación, tensión básico al impulso.

máxima de diseño y nivel

h) Concentrar los datos en la tabla 2..7. 2.6.2. Método de cálculo a) Analizar el sistema eléctrico en el cual habrán de emplearse los reactores (incluyendo ampliaciones). Considere la condición más crítica de operación. b) Elaborar un diagrama unifilar simplificado, indicando los equipos que contribuyen o limitan la corriente de corto circuito, en el nivel de tensión donde ésta se calcule. Ver arreglos típicos en figura 2.7 (generadores (donde aplique), transformadores, reactores, carga, equivalente, etc.) 62


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c) Establecer los límites de capacidad interruptiva y caída de tensión que no deberán rebasarse con el uso de reactores limitadores de corriente. Así como los puntos en los que se desee conocer estos valores (generalmente buses de generación y sincronización). d) Analizar las características eléctricas de los equipos involucrados en el diagrama unifilar del punto (b), haciendo los cálculos necesarios para que los valores de impedancia queden expresados en MVA's o p.u. e) Elaborar con base en el diagrama unifilar simplificado, un diagrama de bloques (MVA's) o de impedancias (p.u.), tomando en consideración los datos del punto anterior. f) Determinar el valor de impedancia "Z" del reactor para la figura 2.7 aplique la siguiente fórmula. ⎛ 1 1 ⎞ ⎟⎟ − Z = V 2 ⎜⎜ MVA MVA d e ⎝ ⎠

(2.68)

donde: Z Impedancia del reactor en ohms V Tensión nominal (de línea) del sistema en kV MVAd Nivel de falla 3φ deseado en el sistema en MVA MVAe Nivel de falla 3φ existente en el sistema en MVA Con el valor obtenido y la tabla 2.34, seleccione la impedancia nominal del reactor "Zn" (considere el valor inmediato superior al de cálculo). Para la figura 2.7 (b) y (c). Calcular la potencia de falla 3φ en cada uno de los puntos que se establezcan, aplique el punto 2.2.1 "cálculo de corto circuito". Considere para este cálculo un valor de impedancia nominal (Zn) de la tabla 2.34, e idéntico para cada reactor. Los valores obtenidos deberán cumplir con el límite de capacidad interruptiva establecido en el paso “c”. g).-Calcular la máxima corriente que circulará por el reactor Considere: La condición más crítica de operación El factor de potencia de la carga generalmente es de 0.9 (-) Máxima caída de tensión permisible 63


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Valor x/r del reactor (generalmente x/r=80, según ANSI-C.37.10 tabla 2.35. En base al diagrama unifilar simplificado del paso (b), mostrando al sistema en la condición crítica, aplicar fórmulas: = Z ⎣ ∅; ∅ = arc tg X/R = I ⎣ ∅; ∅ arc cos FP (-)

Z I

ΔV ≥ IZ ΔV ≤

5% kVNOM (Para bus de sincronización ver figura 2.7) 100

donde: Z= Impedancia del sistema entre la fuente de suministro y la carga en ohms (para efectos de cálculo en este procedimiento considere solamente la impedancia nominal Zn de los reactores) ver figura 2.7. I = Máxima corriente que circulará por el reactor en amperes

ΔV=Máxima caída de tensión permisible entre la fuente de suministro y la carga en volts, ver paso “c” kVNOM = Tensión nominal (de líneas) del sistema en kV Con el valor obtenido y la tabla 2.34 seleccione la corriente nominal del reactor "In" (considere el valor inmediato superior al de cálculo) h) Verificar que los resultados obtenidos en los pasos “f” y “g” no rebasen los valores establecidos en el paso “c”. En caso de que esto suceda, repetir los pasos “f” y “g”, modificando el valor de la impedancia del reactor hasta quedar dentro de los límites referidos. i) Calcular la máxima potencia (P) que se puede transferir a través del reactor. Aplicar la ecuación: P = 3 I kVNOM (kVA) (2.69) j) Calcular la caída de tensión nominal del reactor "ΔVr”

ΔVr=In Zn V k) Calcular la capacidad nominal del reactor "kVAr”

64


(2.70)

Regresar

Para reactor monofásico:

kVAr = IN ×

Zn (kVA) 1000

(2.71)

Para reactor trifásico:

Zn (kVA) 1000 l) Concentrar los datos obtenidos en la tabla 2.33. kVA r = 3IN ×

(2.72)

2.6.3. Ejemplo de aplicación Calcule el reactor limitador de corriente necesario para una instalación que cuenta con el siguiente equipo: Un transformador trifásico de 20 MVA y de 110/13.8 KV que alimenta a un tablero de distribución de 13.8 kV el cual está provisto de disyuntores cuya capacidad interruptiva es de 150 MVA y que está conectado al sistema como se muestra en la siguiente figura: CORRIENTE PRIMARIA DISPONIBLE ILIMITADA

CORRIENTE PRIMARIA DISPONIBLE ILIMITADA 110 13.8

20 MVA 7.5% 835 Amp. 3φ

REACTOR DE 5.8 %

BARRA CONDUCTORA 13.8 kv BARRA CONDUCTORA 13.8kv

INTERRUPCION DE 150 MVA

INTERRUPCION DE 150 MVA

F = 267 MVA NO HAY MOTORES SINCRONOS CONECTADOS

F = 150 MVA

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

PCC =

100 x20MVA = 267MVA 7.5%

(2.73)

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

1 ⎞ 2⎛ 1 − Z = (13.8) ⎜ ⎟ ⎝ 150 267 ⎠ 65


(2.74)

Regresar

⎛ 117 ⎞ ⎟ Z = 190.44 ⎜ ⎝150 × 267 ⎠

(2.75)

Z = 0.56 ohms La caída de voltaje a través del reactor será de:

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

⎛ 467.6⎞ VAR = 835 ⎜ ⎟ = 390 kVA ⎝ 1000 ⎠ Donde cada reactor tendrá una capacidad para proporcionar un porcentaje de reactancia de: 056 . × 20,000 . = 58% (138 . )2 × 10

2.7. TABLAS Tabla 2.1 Valores Típicos (por cada kVA*) de reactancias para máquinas síncronas y de inducción

Generadores de Turbina+ 2 Polos 4 Polos Generador de polos salientes con devanado amortiguador+ 12 polos o menos 14 polos o menos Motores síncronos 6 polos 8-14 polos 16 polos o mas Condensadores síncronos+ Convertidores síncronos+ 600 volts corriente directa 250 volts corriente directa Motores de inducción mayores a 600 V Motores pequeños, 600 V y menos

Xd’

Xd’’

0.09 0.15

0.15 0.23

0.16 0.21

0.33 0.33

0.15 0.20 0.28 0.24

0.23 0.30 0.40 0.37

0.20 0.33 0.17 Ver Tabla 2.7.2

Nota: Los kVA base aproximados del motor síncorno se pueden establecer utilizando la potencia nominal del motor C.P. como sigue: 0.8 (FP del motor) – kVA base = C.P. (potencia nominal del motor 66


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1.0 (FP del motor) – kVA base = 0.8 C.P. (potencia nominal del motor) * Use los valores especifados + En cálculos de corto circuito normalmente Referencia: IEEE-STD 141-1993 Recomended Practice for electric power distribution for industrial plants Tabla 2.2 Factores para reactancias (o impedancias) en la combinación redmáquina rotatória Tipo de máquina rotatoria Primer ciclo sistema Motores de inducción Para todos los motores de 1.2xd” 50CP y mayors Para todos los motores 1.67xd”Δ menores de 50CP

Interrupcion 3.0*xd”

* o estime para el primer ciclo x=0.20 p.u. basado en la potencia del motor + o estime para interrupción x=0.50 p.u. basado en la potencia del motor Δ o estime para el primer ciclo x=0.28 p.u. basado en la potencia del motor Referencia: IEE-STD141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrial plants

67


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Tabla 2.3 Constantes de conductors para un espaciamiento simétrico de 1ft Resistencia R a 50ºC,

Reactancia XA por 1 ft de

60hz

espaciamiento, 60 Hz

(W/conductor/1000ft)

(W/conductor/1000ft)

1,000,000

0.013

0.0758

900,000

0.0142

0.0769

800,000

0.0159

0.0782

750,000

0.0168

0.079

700,000

0.0179

0.08

600,000

0.0206

0.0818

500,000

0.0246

0.0839

450,000

0.0273

0.0854

400,000

0.0307

0.0867

350,000

0.0348

0.0883

300,000

0.0407

0.0902

250,000

0.0487

0.0922

Calibre del conductor (cmil)

(AWG No.)

211,600

4/0

0.0574

0.0953

167800

3/0

0.0724

0.0981

133100

2/0

0.0911

0.101

105500

1/0

0.115

0.103

83690

1

0.145

0.106

66370

2

0.181

0.108

52630

3

0.227

0.111

41749

4

0.288

0.113

33100

5

0.362

0.116

26250

6

0.453

0.121

20800

7

0.57

0.123

16510

8

0.72

0.126

Referencia: IEESTD 141-1993 Recommended practice for electric power distribution for industrial plants

68


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Continuación Tabla 2.3 Calibre del conductor

Resistencia R a 50ºC, 60hz (W/conductor/1000ft)

Reactancia XA por 1 ft de espaciamiento, 60 Hz (W/conductor/1000ft)

1,590,000

0.0129

0.0679

1,431,000

0.0144

0.0692

1272 000

0.0161

0.0704

1,192,500

0.0171

0.0172

1,113,000

0.0183

0.0719

954,000

10.0213

0.0738

795,000

0.0243

0.0744

715,500

0.0273

0.0756

636,000

0.0307

0.0768

556,500

0.0352

0.0786

477,000

0.0371

0.0802

397,500

0.0445

0.0824

336,400

0.0526

0.0843

266,800

0.0662

0.0945

4/0

0.08335

0.1099

3/0

0.1052

0.1175

2/0

0.133

0.1212

1/0

0.1674

0.1242

1

0.212

0.1259

2

0.267

0.1215

3

0.337

0.1251

4

0.424

0.124

5

0.534

0.1259

6

0.674

0.1273

(cmil)

(AWG No.)

69


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Tabla 2.4 Factor de espaciamiento de reactancia XB , en ohmspor 1000ft de conductor PIES 0 1 2 3 4 5 6 7 8

0 --0.0159 0.0252 0.0319 0.0370 0.0412 0.0447 0.0478

1 -0.0571 0.0018 0.0169 0.0259 0.0323 0.0374 0.0415 0.0450

2 -0.0412 0.0035 0.0178 0.0265 0.0328 0.0377 0.0418 0.0453

3 -0.0319 0.0051 0.0186 0.0271 0.0333 0.0381 0.0421 0.0455

SEPARACIÓN EN PULGADAS 4 5 6 7 -0.0252 -0.0201 -0.0159 -0.0124 0.0061 0.0080 0.0093 0.0106 0.0195 0.0203 0.0211 0.0218 0.0277 0.0282 0.0288 0.0293 0.0337 0.0341 0.0346 0.0350 0.0385 0.0388 0.0392 0.0395 0.0424 0.0427 0.0430 0.0433 0.0458 0.0460 0.0463 0.0466

8 -0.0093 0.0117 0.0255 0.0299 0.0354 0.0399 0.0436 0.0468

9 -0.0066 0.0129 0.0232 0.0304 0.0358 0.0402 0.0439 0.0471

10 -0.0042 0.0139 0.0239 0.0309 0.0362 0.0405 0.0442 0.0473

11 -0.0020 0.0149 0.0246 0.0314 0.0366 0.0409 0.0445 0.0476

SEPARACIÓN (CUARTOS DE PULGADA) PULGADAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

0 --0.0571 -0.0412 -0.0319 -0.0252 -0.0201 -0.0159 -0.0124 -0.0093 -0.0066 -0.0042 -0.0020 --

1/4 --0.0519 -0.0384 -0.0301 -0.0238 -0.01795 -0.01494 -0.01152 -0.00852 -0.00605 ----

2/4 -0.0729 -0.0477 -0.0359 -0.0282 -0.0225 -0.01795 -0.01399 -0.01078 -0.00794 -0.00529 ----

3/4 -0.0636 -0.0443 -.0.0339 -0.0267 -0.0212 -0.01684 -0.01323 -0.01002 -0.00719 -0.00474 ----

Referencia: IEESTD 141-1993 Recommended practice for electric power distribution for industrial plants

70

Regresar

Tabla 2.5 Valores típicos de reactancia, cables trifásicos, en ohms por 1000ft (304.8m) de conductor Calibre del conductor 4a1 3 cables de un solo conductor en conduit magnético 1 cable de tres conductores en counduit magnético 1 cable de tres conductores en ductot magnético 1/0 a 4/0 tres cables de un solo conductor en counduit magnético un cable de tres conductores en counduit magnético 250-750 kcmil tres cables de un solo conductor en counduit magnético un cable de tres conductores en ducto magnético

600V

voltaje del sistema 2400V 4160V 6900V

0.052

0.062

0.0618

__

__

0.0381

0.0384

0.0384

0.0522

0.0526

0.031

0.0335

0.0335

0.0453

0.0457

0.049

0.055

0.055

__

__

0.036

0.0346

0.0346

0.0448

0.0452

0.045

0.05

0.05

__

__

0.027

0.0275

0.0275

0.0332

0.0337

13800V

Nota: estos valores podrán ser usados para cables de armado magnético y no magnético Referencia: Información del fabricante Tabla 2.6 Valores de impedancia para transformadores kv Clase

Z%

NBAI Alta tensión

Baja Tensión

OA

FA, FOA

FA, FOA

1er paso

2do Paso

15

110

15

1.2-15

4.0-7.0

4.0-7.5

___

25

150

25

1.2-15

4.0-7.0

4.0-7.5

___

34.5

200

34.5

1.2-15

4.5-7.5

4.5-8.0

___

46

250

46

1.2-25

5.0-8.0

5.0-10.5

___

69

350

69

1.2-34.5

5.0-9.0

6.0-12.0

7.0-15.0

92

450

92

15-34.5

5.0-9.0

7.0-12.0

8.0-15.0

115

550

115

15-34.5

6.0-9.5

7.0-14.0

8.0-16.0

138

650

138

15-34.5

6.0-10.0

7.0-14.0

8.0-16.0

161

750

161

15-69

6.0-10.0

8.0-15.0

9.0-17.0

196

900

196-230

15-69

7.0-11.0

9.0-15.0

10.0-18.0

230

1050

230

15-69

7.0-12.0

9.0-16.0

10.0-19.0

315

1425

315-400

15-25

8.0-12.0

10.0-16.0

10.0-20.0

315

1425

315-400

34.5-161

9.0-13.0

10.0-17.0

10.0-21.0

Nota: Para todos los casos anteriores, la diferencia de la impedancia entre aparatos 71


Regresar

“duplicados”, o sea cuando se especifiquen dos o mas transformadores de las mismas características, a un solo fabricante al mismo tiempo, no debe exceder al 10% del valor especificado. Referencia: NOM-J-284-1996 Tabla 2.7 Fórmulas eléctricas

Para obtener

Sistema

Valor conocido

Amperes (ln)

C.P.

Amperes (ln)

kW

Amperes (ln)

kVA

Corriente directa

Monofásico (2 hilos)

Trifásico (3 o 4 hilos)

-----

Caida de tensión en % (e%)

donde: Ln : Corriente nominal en amperes C.P. : Potencia en C.P. kW : Potencia en kW kVA : Potencia en kVA E : Voltaje en linea de volts L : Longitud del circuito en metros e% : caida de tensión % S : Sección transversal del conductor en mm2 FP : Factor de potencia (utilice un valor de 0.9 para efectos de cálculo en este procedimiento) η : Eficiencia

72


Regresar

Tabla 2.8 Factores de corrección por variación en la temperatura ambiente a) Cables directamente enterrados en ductos subterráneos Temperatura del terreno (ºC) 15 20 25 30 35 1.13 1.07 1.00 0.93 0.85 1.10 1.05 1.00 0.95 0.88 1.09 1.04 1.00 0.96 0.90 1.07 1.03 1.00 0.97 0.92

Máxima temperatura del conductor (ºC) 60 75 80 90

b) Cables instalados al aire Temperatura del terreno (ºC)

Máxima temperatura del conductor (ºC)

15

20

25

30

35

40

45

50

60

1.50

1.41

1.32

1.22

1.12

1.00

0.87

0.71

75

1.31

1.25

1.20

1.13

1.07

1.00

0.93

0.85

80

1.27

1.22

1.17

1.12

1.06

1.00

0.94

0.87

90

1.22

1.18

1.14

1.10

1.05

1.00

0.95

0.89

Cuando un cable está expuesto al sol, la temperatura de su superficie exterior aumenta con respecto a la del ambiente a la sombra. Aunque la situación no es tan desfavorable cuando hay viento, conviene considerar las condiciones mas críticas para efectos de cálculo. La siguiente tabla proporciona datos empíricos sobre los incrementos que se deben dar a la temperatura ambiente a la sombra (tomada generalmente con 40ºC) para calcular la corriente de los cables. Tabla 2.9 Cables expuestos al sol Diámetro Cable (mm)

20 30 40 50 60 70 80

Cable con plmo ext. ºC

12 15 17 18 20 21 22

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

14 17 19 21 24 26 28

Referencia: Información del Fabricante

73


Regresar

Tabla 2.10 Factor de corrección por incremento en la profundidad de instalación Profundidad de

Cables directamente

Cables en ductos

instalación en

enterrados

subterráneos

metros

5kV a 23 kV

0.90

1.00

1.00

1.00

0.99

0.99

1.20

0.98

1.00

0.98

1.00

1.50

0.97

0.99

0.97

0.99

1.80

0.96

0.98

0.95

0.97

2.50

0.95

0.96

0.91

0.92

35kV

5kV a 23 kV

35 kV

Referencia: Información del fabricante Tabla 2.11 Factores de corrección por agrupamiento en instalación subterránea de cables a) Un cable triples o tres cables monofásicos en el mismo ducto, o un cable tripular por ducto Número de filas de

Numero de filas de tubos horizontalmente

tubos verticalmente

1

2

3

4

5

6

1

1.00

1.87

0.77

0.72

0.68

0.65

2

0.87

0.71

0.62

0.57

0.53

0.50

3

0.77

0.62

0.53

0.48

0.45

0.42

4

0.72

0.57

0.48

0.44

0.40

0.38

5

0.68

0.53

0.45

0.40

0.37

0.35

6

0.65

0.50

0.42

0.38

0.35

0.32

74


Regresar

b) Un cable monofásico por ducto (no magnético) Número de filas de


tubos verticalmente

1

2

3

4

5

6

1

1.00

1.88

0.79

0.74

0.71

0.69

2

0.88

0.73

0.65

0.61

0.57

0.56

3

0.79

0.65

0.56

0.52

0.49

0.47

4

0.74

0.60

0.52

0.49

0.46

0.45

5

0.61

0.57

0.50

0.47

0.44

0.42

6

0.68

0.55

0.48

0.45

0.42

0.40

Los factores de correción de un cable monofásico por ducto se aplican tambien a cables directamente enterrados. Referencia: Información del fabricante Tabla 2.12 Factores de corrección por agrupamiento de tubos conduit aéreos Número de filas de


tubos verticalmente

1

2

3

4

5

6

1

1.00

0.94

0.91

0.88

0.87

0.86

2

0.92

0.87

0.84

0.81

0.80

0.79

3

0.85

0.81

0.78

0.76

0.75

0.74

4

0.82

0.78

0.74

0.73

0.72

0.72

5

0.80

0.76

0.72

0.71

0.70

0.70

6

0.79

0.75

0.71

0.70

0.69

0.63

Nota: Separación entre tubos ¾ a 1 diámetro de uno de ellos Referencia: Información del Fabricante

75


Regresar

Tabla 2.13 Factores de corrección por agrupamiento en charolas (al aire libre y sin incidencia de rayos solares) a) Cables monofásicos con espaciamiento (circulación de aire restringida) Número de

Numero de circuitos

charolas

1

2

3

1

0.95

0.90

0.88

2

0.90

0.85

0.83

3

0.88

0.83

0.81

0.86

0.81

0.79

6 d

d

30 cm

2 cm

b) Cables monofásicos con espaciamiento Número de charolas

1

2

3

1

1.00

0.97

0.96

2

0.97

0.94

0.93

3

0.96

0.93

0.92

6

0.94

0.91

0.90

d

d

30 cm

2 cm

Numero de circuitos

Referencia: Información del fabricante 76


Regresar

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

Numero de circuitos

charolas

1

2

3

1

0.95

0.90

0.88

2

0.90

0.85

0.83

3

0.88

0.83

0.81

6

0.86

0.81

0.79

2d

30 cm

2 cm

2d

d) Cables triplex o monopolares en configuración trébol Número de

Numero de circuitos

charolas

1

2

3

1

1.00

0.98

0.96

2

1.00

0.95

0.93

3

1.00

0.94

0.92

6

1.00

0.93

0.90

2d

30 cm

2 cm

2d

77


Regresar

e) Cables trifásicos con espaciamiento (circulación de aire restringida) Número de

Numero de cables trifásicos

charolas

1

2

3

6

9

1

0.95

0.90

0.88

0.85

0.84

2

0.90

0.85

0.83

0.81

0.80

3

0.88

0.83

0.81

0.79

0.78

0.86

0.81

0.79

0.77

0.76

6

d

d

30 cm

2 cm

f) Cables trifásicos con espaciamiento Número de

Numero de cables trifásicos

charolas

1

2

3

6

9

1

1.00

0.98

0.96

0.93

0.92

2

1.00

0.95

0.93

0.90

0.89

3

1.00

0.94

0.92

0.89

0.88

1.00

0.93

0.90

0.87

0.86

2 cm

d

d

30 cm

6

78


Regresar

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

Numero de cables trifásicos 1

2

3

6

9

1

0.95

0.84

0.80

0.75

0.73

2

0.95

0.80

0.76

0.71

0.69

3

0.95

0.78

0.74

0.70

0.68

6

0.95

0.76

0.72

0.68

0.66

30 cm

charolas

Número charolas 1 2 3 6

h) Cuando ¾ < e y h < d de Numero de cables o tréboles 1 2 3 1.00 0.93 0.87 0.89 0.83 0.79 0.80 0.76 0.72 0.74 0.69 0.64 d

e

d

e

d

e

5 0.83 0.75 0.69 0.62

d

h

h

2 cm

4 0.84 0.76 0.70 0.63

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

79


Regresar

Tabla 2.14 Porcentajes para la selección de conductores alimentadores a motores que no operen servicio continuo Clasificación del trabajo

Porciento de la corriente nominal indicada en la placa Régimen de trabajo de diseño del motor 30 y 60 Servicio 5 minutos 10 minutos minutos continuo

De corto tiempo: Accionamiento de válvulas, ascenso y descenso de rodillos Servicio intermitente: Ascensores y montacargas, máquinas-herramientas, bombas, puentes levadizos, mesas giratorias, etc., para soldadoreas de arco, ver sección 630-21 (NOM-001)

110

120

150

1

85

85

90

140

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

1

90

95

140

Trabajo variable

1

120

150

200

Referencia: NOM-001-SEMP-1994 Tabla 2.15 Valores de resistencia en C.A. de conductores de Cu. Calibre

AWG/kCM

Resistencia a la corriente alterna conductor de cobre 25ºC Ω/km 75ºC Ω/km 90ºC Ω/km

8

2.140

2.560

2.690

6

1.350

1.620

1.700

4

0.848

1.020

1.070

2

0.533

0.638

0.670

1/0

0.336

0.402

0.422

2/0

0.266

0.320

0.335

3/0

0.212

0.254

0.266

4/0

0.168

0.201

0.211

250

0.143

0.171

0.179

350

0.103

0.122

0.128

500

0.0725

0.0862

0.108

750

0.0497

0.0586

0.0613

1000

0.0387

0.0452

0.0556

Referencia: NOM-001-SEMP-1994

80


Regresar

Tabla 2.16 Radio Geométrico de conductores usuales Construcción del conductor

RMG

Alambre sólido

0.779r

Cable de un solo material 7 hilos 19 hilos 37 hilos 61 hilos 91 hilos 127 hilos r = radio del conductor

0.726r 0.758r 0.768r 0.772r 0.774r 0.776r

Referencia: Información del Fabricante Tabla 2.17 Características de conductores concéntricos normales Área de la sección transversal del conductor 2

AWG/kCM

mm

14 12 10 8 6 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 400 500 750 1000

2.082 3.307 5.260 8.367 13.300 21.150 33.620 53.480 67.430 85.010 107.200 126.700 152.000 202.700 253.400 380.000 506.700

Conductor concéntrico Normal Número de Alambres

Diámetro exterior nominal mm

7 7 7 7 7 7 7 19 19 19 19 37 37 37 37 61 61

1.85 2.33 2.93 3.70 4.67 5.88 7.42 9.47 10.63 11.94 13.40 14.62 16.01 18.49 20.67 25.34 29.27


81


Resistencia eléctrica nominal c.d. ohm/km 20ºC 8.450 5.320 3.340 2.100 1.320 0.832 0.523 0.329 0.261 0.207 0.164 0.139 0.116 0.0868 0.0694 0.0463 0.0347

Regresar

Tabla 2.18 Fórmulas de cálculo de inductancia total (H/km)

82


Regresar

Tabla 2.19 Factores de corrección por temperatura Temperatura máxima permisible en el aislamientooc

Temperatura Ambiente oc

60

75

85

90

31 -40

0.82

0.88

0.90

0.91

41 - 45

0.71

0.82

0.85

0.87

46 - 50

0.58

0.75

0.80

0.82

51 - 55

0.41

0.67

0.74

0.76

56 - 60

--

0.58

0.67

0.71

61 - 70

--

0.35

0.52

0.58

71 - 80

--

--

0.30

0.41

Referencia: Información del fabricante Tabla 2.20 Factores de corrección por mas de tres conductores en canalización Número de conductores que llevan corriente

Factores de corrección por agrupamiento

4a6

0.80

7a9

0.70

10 a 20

0.50

21 a 30

0.45

31 a 40

0.40

41 y más

0.35

Referencia: NOM-001 SEMP-1994

83


Regresar

Tabla 2.21 Capacidad de conducción de corriente permisible en conductores de cobre aislados Temperatura 60oc

máxima de

75oc

90oc

THW*, THWN*,

RHH*, THHW*, THHN*,

XHHW*, THHW*, RHW

XHHW

operación

Tipos

TW*, UF*

AWG kCM

En tubería

Al aire

En tubería

Al aire

En tubería

Al aire

18

--

--

--

--

14

18

16

--

--

--

--

18

24

14

20*

25*

20*

30*

25*

35*

12

25*

30*

25*

35*

30*

40*

10

30

40

35*

50*

40*

55*

8

40

60

50

70

55

80

6

55

80

65

95

75

105

4

70

105

85

125

95

140

2

95

140

115

170

130

190

1/0

125

195

150

230

170

260

2/0

145

225

175

265

195

300

3/0

165

260

200

310

225

350

4/0

195

300

230

360

260

405

250

215

340

255

405

290

455

300

240

375

285

445

320

505

350

260

420

310

505

350

570

400

280

455

335

545

380

615

500

320

515

380

620

430

700

600

355

575

420

690

475

780

750

400

655

475

785

535

885

1000

455

780

545

935

615

1055

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

84


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Continuación de Tabla 2.21 60oC

Área de la sección transversal

TIPOS

mm2 (AWG-kCM)

TW* UF*

Temperaturas máximas de operación 90oC 60oC 75oC TIPOS SA,SIS,FEP* FEPB*,RHH* TIPOS RHW-2,THW-2 TIPOS THHW* THHW*RHW*, RHW*,THW* LS, TT THW* THHW*, THWN-2, THHW*, THW-LS THHN** THW-LS TIPO THHW-LS USE-2, THHW-LS S 75oC

THWN*, XHHW*

XHHW* XHHW-2

C o b r e 0.823 1.307 2.082 3.307 5.260 8.367 13.30 21.15 33.62 42.41 53.48 67.43 85.01 107.2 126.7 152.0 177.3 202.7 253.4 304.0 380.0 506.7

(18) (16) (14) (12) (10) (8) (6) (4) (2) (1) (1/0) (2/0) (3/0) (4/0) (250) (300) (350) (400) (500) (600) (750) (1000)

------------25* 30* 40* 60 80 105 140 165 195 225 260 300 340 375 420 455 515 575 655 780

-----------30* 35* 50* 70 95 125 170 195 230 265 310 360 405 445 505 545 620 690 785 935

18 24 35* 40* 55* 80 105 140 190 220 260 300 350 405 455 505 570 615 700 780 885 1055

85


90oC TIPOS SA,SIS RHH*, RHW-2 THW-2, THHW* THHW-LS THWN-2, THHN*

USE-2, XHHW* XHHW-2 Aluminio o aluminio recubierto de cobre ------------------25* 30* 35* 35* 40* 40* 45 55 60 60 75 80 80 100 110 110 135 150 130 155 175 150 180 205 175 210 235 200 240 275 235 280 315 265 315 355 290 350 395 330 395 445 335 425 480 405 485 545 455 540 615 515 620 700 625 750 845

TW* UF*

THWN*, XHHW*

Regresar

Tabla 2.22 Número máximo de conductores en tubo conduit o tubería

TIPO THW THW-LS THHW XHHW RHW RHH THW THW-LS THHW RHW Y RHH (sin cubierta)

THWN THHN FEP (14 a 2)

(AWG/kCM) 14 12 10 8 14 12 10 8 6 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 500 750 14 12 10 8 6 4 2

13 9 7 5 2 6 4 4 1 1 1 1

19 15 12 9 4 10 8 6 3 2 1 1 1 1 1

25 25 19 15 7 16 13 11 5 4 3 2 1 1 1 1 1 1

32 44 35 26 12 29 24 19 10 7 5 4 2 1 1 1

13 10 6 3 1 1 1

24 18 11 5 4 2 1

39 29 18 9 6 4 3

69 51 32 16 11 7 5

Diámetro nominal del tubo mm 38 51 63 76 89 60 99 142 47 78 111 171 36 60 85 131 176 17 28 40 62 84 40 65 93 143 192 32 53 76 117 157 26 43 61 95 127 13 22 32 49 66 10 16 23 36 48 7 12 17 27 36 5 9 13 20 27 3 5 8 12 16 3 5 7 10 14 2 4 6 9 12 1 3 5 7 10 1 2 4 6 8 1 2 3 5 7 1 1 3 4 6 1 1 2 4 5 1 1 1 3 4 1 1 1 2 3 94 154 70 114 164 44 73 104 160 22 36 51 79 106 15 26 37 57 76 9 16 22 35 47 7 11 16 25 33

102

127

152

163 85 62 47 34 21 18 15 13 10 9 8 7 6 4

133 97 73 54 33 29 24 20 16 14 12 11 9 6

141 106 78 49 41 35 29 23 20 18 16 14 9

136 98 60 43

154 94 67

137 97

108

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

86


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Continuación Tabla 2.22

TIPO FPB (14 a 8)

XHHW (4 a 500)

XHHW

RHW y

RHH (con cubierta exterior)

(AWG/kCM) 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 400 500 750 6 750 14 12 10 8 6 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 400 500 750

13

19 1 1 1 1

25 1 1 1 1 1 1

32 3 2 1 1 1 1 1 1

1

3

5

9

3 3 2 1 1 1

6 5 4 2 1 1 1 1

10 9 7 4 2 1 1 1 1 1 1

18 15 13 7 5 3 3 1 1 1 1 1 1 1 1

Diámetro nominal del tubo mm 38 51 63 76 89 4 7 10 15 21 3 6 8 13 17 3 5 7 11 14 2 4 6 9 12 1 3 4 7 10 1 3 4 6 8 1 1 3 5 6 1 1 2 4 5 1 1 1 2 3 13 21 30 47 63 1 1 1 2 3 25 41 58 90 121 21 35 50 77 103 18 29 41 64 86 9 16 22 35 47 6 11 15 24 32 5 8 12 18 24 4 6 9 14 19 2 4 6 9 12 1 3 5 8 11 1 3 4 7 9 1 2 4 6 8 1 1 3 5 6 1 1 3 4 5 1 1 1 3 4 1 1 1 3 4 1 1 1 3


87


102 27 22 18 15 12 11 8 7 4 81 4 155 132 110 60 41 31 24 16 14 12 10 8 7 6 5 3

127 42 35 29 24 20 17 13 11 7 128 7

152 61 51 42 35 28 24 19 16 11 185 10

94 64 50 38 25 22 19 16 13 11 9 8 5

137 93 72 56 37 32 28 24 19 17 14 11 8

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Tabla 2.23 Características de motores nema 440 v, 3f, 60 hz c.p. ½ ¾ 1

1½

2

3

5

7½

10

15

20

Síncronas rpm 900 1,200 900 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900

Plena carga rpm. 850 1,140 850 1,735 1,140 870 3,475 1,715 1,160 865 3,495 1,725 1,155 865 3,745 1,745 1,160 865 3,510 1,745 1,150 860 3,510 1,755 1,155 860 3,520 1,750 1,155 865 3,520 1,750 1,165 865 3,530 1,750 1,165 870

88


Armazón 143T 143T 145T 143T 145T 182T 143T 145T 182T 213T 145T 145T 184T 213T 145T 182T 213T 215T 182T 184T 215T 254T 184T 213T 254T 256T 213T 215T 256T 284T 215T 254T 284T 286T 254T 256T 286T 324T

Plena carga Eficiencia Factor de potencia 62.5 56.0 72.5 63.5 66.5 55.0 77.0 70.5 74.0 66.0 70.0 54.0 76.0 84.0 79.0 77.5 76.5 68.5 75.0 57.5 79.0 85.5 81.0 75.0 78.5 67.5 77.0 56.5 80.0 85.5 81.0 79.0 81.0 64.5 78.0 55.5 84.0 84.5 83.5 79.5 83.0 69.5 80.0 67 85.0 86.5 84.0 76.5 83.0 75.5 81.5 73.5 84.0 85.5 85.5 80.5 84.0 76.0 82.0 71.5 86.0 87.0 89.5 81.0 85.0 78.5 88.0 90.0 86.0 87.0

87.0 83.0 79.0 75.0

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Continuación Tabla 2.23 c.p. 25

30

40

50

60

75

100

125

150 200 250

Síncronas rpm 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 900 3,600 1,800 1,200 3,600 1,800 3,600 1,800 3,600

Plena carga rpm. 3,530 1,750 1,165 875 3,530 1,750 1,165 875 3,530 1,750 1,170 875 3,545 1,760 1,170 875 3,545 1,1770 1,175 875 3,555 1,770 1,175 880 3,550 1,1775 1,175 880 3,560 1,780 1,175 3,560 1,770 3,560 1,770 3,560

Armazón 256T 284T 324T 326T 284TS 286T 326T 364T 286TS 324T 364T 365T 324TS 326T 365T 404T 326TS 364T 404T 405T 364TS 365T 405T 444T 365TS 404T 444T 445T 404TS 405T 445T 405TS 444TS 444TS 445TS 445TS

Plena carga Eficiencia Factor de potencia 88.0 87.0 88.5 82.5 88.5 78.0 87.0 75.0 87.5 87.5 89.0 82.0 88.5 78.0 87.5 75.0 88.0 90.0 90.0 80.0 89.0 81.0 87.5 75.0 89.0 87.5 91.5 80.0 89.5 82.0 89.5 90.5 90.5 89.0 90.5 91.0 91.0 90.0 91.0 91.5 91.5 92.0 90.5 92.0 91.5 91.5 92.0 91.5 93.5 92.5

88.5 82.5 79.5 73.0 90.0 86.0 82.0 81 90.5 82.0 85.5 82 87.5 84.5 85.0 89.0 88.5 89.0 86.5 91.0

Referencia: MAINTENANCE HANDBOOK SMEATON Tabla 2.24 Corriente a plena carga en amperes, de motores monofásicos de corriente alterna Potencia Nominal c.p. 1/6 1/4 1/3 1/2 3/4 1

Corriente nominal 127 V 220 V 4.0 2.3 5.3 3.0 6.5 3.8 8.9 5.1 11.5 7.2 14.0 8.4

89


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Tabla 2.25 Corriente a plena carga, de motores trifásicos de corriente alterna Potencia Nominal 1/2 3/4 1 1½ 2 3 5 7.5 10 15 20 25 30 40 50 60 75 100 125 150 200

Corriente nominal (amperes) 220 v 440 v 2400 v 2.1 1.0 2.9 1.5 3.8 1.9 5.4 2.7 7.1 3.6 10.0 5.0 15.9 7.9 23.0 11.0 29.0 15.0 44.0 22.0 56.0 28.0 71.0 36.0 84.0 42.0 109.0 54.0 136.0 68.0 161.0 80.0 15.0 201.0 100.0 19.0 259.0 130.0 25.0 326.0 163.0 30.0 376.0 188.0 35.0 520.0 251.0 47.0


90


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Tabla 2.26 Comparación de métodos de arranque de motores Método de arranque

Datos referidos a los valores a tensión plena

Descripción

Voltaje en las terminales del motor

Torque al arranque

Corriente de línea (corriente al arranque)

Arranque a tensión plena

100

100

100

Autotransformador: 80% tap. 65% tap. 50% tap.

80 65 0.50

64 42 0.25

67 45 28

Resistencia

80

64

80

Reactor: 50% tap 45% tap. 37.5% tap.

50 45 37.5

25 20 14

50 45 37.5

100 10

75 50

75 50

Devanado bipartido: 75%. 50% Tensión ajustable mediante control de ángulo de disparo de tiristores Convertidor de frecuencia tensión ajustable

Es posible variar los valores de salida para lograr los pares de arranque necesarios sin cambios bruscos y limitando las corrientes de arranque dentro de lo posible

Referencia:NOM-001-SEMP-1994

91


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Tabla 2.27 Comparativa de los métodos de arranque Método de arranque Autotransformador

Resistencia primaria o reactor

Devanada bipartido

A tensión plena

Ventajas Desventajas 1. Proporciona mayor par por ampere 1. En potencias de corriente de línea pequeñas su aplicación 2. Las derivaciones en el es más cara autotransformador permiten ajustes en 2. Bajo factor de potencia el arranque 3. Conviene para períodos largos de arranque 4. Arranque con transición cerrada 5. Durante el arranque, la corriente del motor es mayor que la corriente de línea 1. Aceleración suave, la tensión 1. Eficiencia del par: del motor se incrementa con baJa la velocidad 2. La resistencia libera 2. Alto factor de potencia duante calor el arranque 3. Arranque en exceso 3. Arranque con transición de 5 segundos requiere cerrada resistencias muy 4. En potencias pequeñas costosas su aplicación es menos cara 4.El ajuste de la tensión que con autotransformadores de arranque es difícil 5. Posibilidad de tener hasta para llenar condiciones 7 puntos de aceleración variables 1. Es más económico de los otros 1. No conveniente para listados cargas con alta inercia, 2. Arranque con transición cerrada que requieran arranques 3.La mayoría de los motores con muy prolongados tensión dual pueden ser arrancados 2. Requieren un diseño con devanado bipartido en la menor de especial del motor para las dos tensiones tensiones mayores que 220 volts 1. Costo moderado menor que el de 1. Requiere diseño resistencia primaria o especial del motor autotransformador 2. Par de arranque bajo 2.Conveniente para cargas con alta inercia que requiera arranques muy prolongados 3. Eficiencia del par: alta

Referencia: IEEE STD-141-1993 RECOMMEND PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS

92


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Tabla 2.28 Impedancia por metro y ángulo para conductores de baja tensión 3 cables de 600 v, unipolares en un ducto

3 cables de 600 v, unipolares en un ducto

magnético

magnético

Calibre

Z

θ

Calibre

Z

θ

AWG ó

ohm

(grados)

AWG ó

ohm

(grados)

KCM

m

KCM

m

8

.00267

4.92

8

.00267

4.02

6

.00169

7.99

6

.00168

6.2

4

.001073

10.99

4

.001067

9

2

.00069

15.87

2

.000679

12.62

1/0

.000456

22.95

1/0

.00044

18.6

2/0

.000377

27.51

2/0

.000361

23.34

3/0

.000314

32.83

3/0

.000286

28.42

4/0

.000266

37.8

4/0

.000245

32.19

250

.000243

41.93

250

.00022

36.15

300

.000222

46.73

300

.000197

41.16

350

.000202

52.22

350

.000176

46.64

400

.000199

54.02

400

.000171

48.88

500

.000181

57.75

500

.000152

53.5

Referencia: Información de fabricante

93


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Tabla 2.29 Vlores máximos de corriente de arranque en amperes de motores trifásicos, de inducción, jaula de ardilla de 220 volts nominales POTENCIA

CORRIENTE

LETRA DE

kW

C.P.

(AMPERES)

DISEÑO

0.187

1/4

15

B, D

0.249

1/2

17

B, D

0.373

½

21

B,D

0.56

¾

26

B,D

0.746

1

31

B,D

1.119

1½

42

B,D

1.492

2

52

B,D

2.238

3

67

B,C,D

3.73

5

96

B,C,D

5.6

7½

133

B,C,D

7.46

10

169

B,C,D

11.19

15

242

B,C,D

14.92

20

303

B,C,D

18.65

25

382

B,C,D

22.38

30

455

B,C,D

29.84

40

606

B,C,D

37.3

50

758

B,C,D

44.76

60

909

B,C,D

55.95

75

1134

B,C,D

74.6

100

1516

B,C,D

93.25

125

1897

B,C,D

111.9

150

2269

B,C,D

149.2

200

3032

B,C

186.5

250

3316

B

223.8

300

4600

B

261.1

350

5332

B

298.4

400

6064

B

335.7

450

6796

B

373

500

7579

B

94


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Tabla 2.30 Efecto de las variaciones del voltaje sobre el FP Carga del motor

Voltaje normal

110% de VN

90% de VN

(VN) 100%

Sin cambios

3 Puntos abajo

1 Punto arriba

75%

Sin cambios

4 Puntos abajo

2 Puntos arriba

50%

Sin cambios

5 Puntos abajo

4 Puntos arriba

Referencia: NMX-J-75-1985 Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp en motores de 2 polos=3600rpm, 440 v, 60 hz Capacidad kW 0.37 0.55 0.75 1.1 1.5 2.2 3 3.7 4.5 5.5 7.5 9 11 15 18.5 22 30 37 45 55 75 90 110 150 185 220 225 295

Factor de potencia 75% 0.66 0.71 0.72 0.77 0.79 0.82 0.84 0.79 0.88 0.86 0.85 0.84 0.85 0.75 0.85 0.86 0.89 0.9 0.9 0.91 0.91 0.88 0.9 0.9 0.88 0.9 9.88 0.92

100% 0.79 0.81 0.82 0.84 0.84 0.87 0.81 0.84 0.9 0.88 0.88 0.88 0.87 0.89 0.92 0.91 0.91 0.91 0.91 0.92 0.91 0.91 0.92 0.9 0.91 0.91 0.92 0.92

Referencia: información de fabricante

95


50% 0.51 0.55 0.71 0.69 0.7 0.73 0.65 0.81 0.81 0.79 0.81 0.77 0.68 0.76 0.8 0.89 0.85 0.84 0.86 0.9 0.87 0.85 0.86 0.81 0.88 0.86 0.89 0.9

Regresar

Continuación Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp en motores de 4 polos=1800 rpm, 440 v, 60 hz Capacidad kW 0.37 0.55 0.75 1.1 1.5 2.2 3 3.7 4.5 5.5 7.5 9 11 15 18.5 22 30 37 45 55 75 90 110 150 185 220 225 295

Factor de Potencia 75% 0.6 0.65 0.56 0.64 0.64 0.72 0.76 0.73 0.79 0.75 0.8 0.8 0.87 0.83 0.79 0.84 0.84 0.85 0.88 0.87 0.87 0.85 0.85 0.84 0.85 0.87 0.89 0.89

100% 0.73 0.74 0.67 0.74 0.74 0.71 0.83 0.79 0.85 0.82 0.85 0.85 0.91 0.86 0.84 0.87 0.87 0.88 0.89 0.85 0.88 0.88 0.89 0.87 0.89 0.89 0.9 0.91

Referencia: información de fabricante

96


50% 0.55 0.54 0.47 0.53 0.5 0.56 0.64 0.63 0.68 0.62 0.68 0.7 0.88 0.73 0.67 0.76 0.75 0.79 0.83 0.84 0.83 0.75 0.8 0.82 0.83 0.83 0.87 0.88

Regresar

Continuación Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp en motores de 6 polos=1200 rpm, 440 v,60 hz Capacidad kW 0.37 0.55 0.75 1.1 1.5 2.2 3 3.7 4.5 5.5 7.5 9 11 15 18.5 22 30 37 45 55 75 90 110 150 185 220 225 295

Factor de potencia 75% 0.55 0.65 0.6 0.68 0.64 0.58 0.65 0.76 0.71 0.74 0.76 0.71 0.67 0.73 0.8 0.74 0.74 0.78 0.72 0.88 0.83 0.8 0.85 0.82 0.85 0.84 0.84 0.84

100% 0.64 0.75 0.66 0.76 0.71 0.68 0.71 0.79 0.78 0.82 0.8 0.76 0.75 0.79 0.84 0.8 0.8 0.81 0.84 0.89 0.84 0.81 0.89 0.86 0.87 0.84 0.85 0.85

97


50% 0.42 0.52 0.51 0.56 0.5 0.45 0.52 0.67 0.63 0.67 0.66 0.59 0.54 0.66 0.68 0.67 0.62 0.68 0.64 0.82 0.77 0.71 0.77 0.77 0.74 0.77 0.08 0.82

Regresar

Continuación Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp en motores de 8 polos = 900 rpm, 440 v, 60 hz Capacidad kW 0.37 0.55 0.75 1.1 1.5 2.2 3 3.7 4.5 5.5 7.5 9 11 15 18.5 22 30 37 45 55 75 90 110 150 185 220 255

Factor de potencia 75% 0.5 0.48 0.5 0.55 0.48 0.57 0.52 0.56 0.55 0.52 0.57 0.65 0.64 0.67 0.72 0.74 0.76 0.73 0.71 0.78 0.75 0.77 0.82 0.82 0.83 0.83 0.82

100% 0.58 0.55 0.59 0.66 0.57 0.68 0.6 0.62 0.65 0.6 0.67 0.72 0.7 0.75 0.74 0.76 0.79 0.8 0.76 0.82 0.8 0.8 0.82 0.84 0.84 0.84 0.83

98


50% 0.42 0.42 0.41 0.44 0.4 0.46 0.41 0.45 0.43 0.4 0.44 053 0.5 0.56 0.6 0.63 0.71 0.67 0.66 0.71 0.68 0.73 0.73 0.74 0.75 0.79 0.75

Regresar

Tabla 2.32 Tabla de kVar para mejorar el factor de potencia Factor de potencia corregido ( fp) FP original

0.80

0.81

0.82

0.83

0.84

0.86

0.87

0.88

0.89

0.50

0.982 1.008 1.34 1.060 1.066 1.112 1.139 1.165 1.192 1.220

0.52

0.893 0.919 0.945 0.971 0.997 1.023 1.050 1.076 1.103 1.131

0.54

0.809 0.835 0.861 0.887 0.913 0.939 0.966 0.992 1.019 1.047

0.56

0.730 0.756 0.782 0.808 0.834 0.860 0.887 0.913 0.940 0.936

0.58

0.655 0.681 0.707 0.733 0.759 0.785 0.812 0.838 0.865 0.893

0.60

0.583 0.609 0.635 0.661 0.687 0.713 0.740 0.766 0.793 0.821

0.62

0.516 0.542 0.568 0.594 0.620 0.646 0.673 0.699 0.726 0.754

0.64

0.451 0.474 0.503 0.529 0.555 0.581 0.608 0.634 0.661 0.689

0.66

0.388 0.414 0.440 0.466 0.492 0.518 0.545 0.571 0.598 0.626

0.68

0.328 0.354 0.308 0.406 0.432 0.458 0.485 0.511 0.538 0.566

0.70

0.270 0.296 0.322 0.348 0.374 0.400 0.427 0.453 0.480 0.508

0.72

0.214 0.240 0.266 0.292 0.318 0.344 0.371 0.397 0.424 0.452

0.74

0.159 0.185 0.211 0.237 0.263 0.289 0.316 0.342 0.369 0.397

0.76

0.105 0.131 0.157 0.183 0.209 0.235 0.262 0.288 0.315 0.343

0.78

0.052 0.078 0.104 0.130 0.156 0.182 0.209 0.235 0.262 0.290

0.80

0.000 0.026 0.052 0.078 0.104 0.130 0.157 0.183 0.210 0.238

0.82

0.000 0.026 0.052 0.078 0.105 0.131 0.158 0.186

0.84

0.000 0.026 0.053 0.079 0.106 0.134

0.86

0.000 0.026 0.053 0.081

0.88

0.000 0.028

0.90 0.92 0.94 0.96 0.98

Referencia: IEEE-STD-141-1993

99


0.85

Regresar

Continuación de Tabla 2.32 Factor de potencia corregido ( fp) FP original

0.90

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.0

0.50

1.248 1.276 1.306 1.337 1.369 1.403 1.440 1.481 1.529 1.589 1.732

0.52

1.159 1.187 1.217 1.248 1.280 1.314 1.351 1.392 1.440 1.500 1.643

0.54

1.075 1.103 1.113 1.164 1.196 1.230 1.267 1.308 1.356 1.416 1.559

0.56

0.996 1.024 1.054 1.085 1.117 1.151 1.188 1.229 1.277 1.337 1.480

0.58

0.921 0.949 0.979 1.010 1.042 1.076 1.113 1.154 1.201 1.262 1.405

0.60

0.849 0.877 0.907 0.938 0.970 1.004 1.041 1.082 1.130 1.190 1.333

0.62

0.782 0.810 0.840 0.871 0.903 0.937 0.974 1.015 1.063 1.123 1.266

0.64

0.717 0.745 0.775 0.806 0.838 0.872 0.909 0.950 0.998 1.068 1.201

0.66

0.654 0.682 0.712 0.743 0.775 0.809 0.846 0.887 0.935 0.995 1.138

0.68

0.594 0.622 0.652 0.683 0.715 0.749 0.786 0.827 0.875 0.935 1.078

0.70

0.536 0.564 0.594 0.625 0.657 0.691 0.728 0.769 0.817 0.877 1.020

0.72

0.480 0.508 0.538 0.569 0.601 0.635 0.672 0.713 0.761 0.761 0.964

0.74

0.425 0.453 0.483 0.514 0.546 0.580 0.617 0.658 0.706 0.706 0.909

0.76

0.371 0.399 0.429 0.460 0.492 0.526 0.563 0.604 0.652 0.712 0.855

0.78

0.318 0.346 0.376 0.407 0.439 0.473 0.510 0.551 0.599 0.659 0.802

0.80

0.226 0.294 0.324 0.355 0.387 0.421 0.458 0.499 0.547 0.609 0.750

0.82

0.214 0.242 0.272 0.303 0.335 0.369 0.406 0.447 0.495 0.555 0.698

0.84

0.162 0.190 0.220 0.251 0.283 0.317 0.354 0.395 0.443 0.503 0.646

0.86

0.109 0.137 0.167 0.198 0.230 0.264 0.301 0.342 0.390 0.450 0.59

0.88

0.056 0.084 0.114 0.145 0.177 0.211 0.248 0.289 0.337 0.397 0.540

0.90

0.000 0.028 0.058 0.089 0.121 0.155 0.192 0.233 0.281 0.341 0.484

0.92

0.000 0.031 0.063 0.097 0.134 0.175 0.223 0.283 0.426

0.94

0.000 0.034 0.071 0.12 0.160 0.220 0.363

0.96

0.000 0.041 0.089 0.149 0.292

0.98

0.000 0.060 0.203

100


Regresar

Tabla 2.33 Aspectos generales para especificación de reactores PROYECTO:____________________________ No. DE PROYECTO:_________________________ LUGAR:_____________________________________ PARTIDA P.:____________________________ FECHA:_________ CALCULÓ:_______ REV.:_________ APROBÓ:________

CLAVES:_______

I.- CONDICIONES DE OPERACIÓN AMBIENTE:______________________ TEMP. AMBIENTE PROMEDIO__________________ºC ALTITUD OPERACIÓN:___________ MSNM HUMEDAD RELATIVA:_________________ % II.- CARACTERÍSTICAS GENERALES TIPO:_____________ SERVICIO:_______________ C ENFRIAMIENTO:____________________ FASES:__________________ CONST.:__________________ ARREGLO:______________________ kVNOM:______________ kV DISEÑO:________________ NBI:_________________ kVCRESTA AISL. CLASE____________ LOC. TERMINALES:_____________ GRADOS GEOMETRICOS MATERIAL DEVANADOS:____________________ SOBREELEV. TEMP.:__________________ ZAPATAS:___________________________________ III.- CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS REACTANCIA:_______________________/F CORRIENTE NOM:____________________A CAÍDA DE TENSIÓN:___________________V POTENCIA NOM.:_________________KVA MÁXIMA POT. TRANSFERIBLE:_______________________MVA OBSERVACIONES:_________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _______________________________________________________.

101


Regresar

Tabla 2.34 Valores normalizados para reactores Impedancia (ohms) 0.10 0.0125 0.016 0.020 0.025 0.031 0.040 0.050 0.063 0.080 0.100 0.125 0.160 0.200 0.250 0.315 0.400 0.500 0.630 0.800

Voltaje del sistema (kv) 2.4 4.16 7.2 12.0 13.2 14.4 23.0 27.6 34.5 46.0 69.0 115.0 138.0 161.0 230.0

Corriente nom (amperes) 100 125 160 200 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3150 4000 5000 6300 8000

Notas:1.- Los valores de todas las columnas pueden interrelacionarse 2.- Para valores diferentes a los de esta tabla consultar al fabricante Tabla 2.35 Rangos de la relación x/r para sistemas equivalentes en instalaciones típicas

1 2 3 4

5 6

TIPO DE CIRCUITO Máquina síncronas conectadas directamente al bus o a través de reactores IDEM al anterior pero a través de transformadores de 100 MVA y mayores IDEM al anterior pero a través de transformadores de 25 a100 MVA IDEM al anterior pero a través de transformadores de 100 MVA ó más dode el trasformador aporta el 90 % ó más de el total de la impedancia equivalente a el punto de falla IDEM al anterior pero a través de transformadores de 10 a 100 MVA Máquinas sincronas remotas conectadas a través de otros tipos de circuitos, como son trasformadores de 10 MVA ó menores, líneas de transmisión, fuentes de distribución etc

Referencia: ANSI C57-16

102


RANGO 40-120 40-60 30-50

15-40 15-40

150 menos

Regresar

2.8. FIGURAS

GENERADORES CONEXIÓN A TIERRA DEL NEUTRO

DIAGRAMA DE SECUENCIA CERO

( TIERRA )

T

N N

T

NEUTRO AISLADO

( TIERRA )

T

N NEUTRO SÓLIDAMENTE CONECTADO A TIERRA

N

T

( TIERRA ) T

X

3

N

NEUTRO CONECTADO A TIERRA A TRAVÉS DE REACTANCIA O RESISTENCIA

N

T

Figura 2.1 Diagramas de secuencia cero para generadores

103


Regresar

( TIERRA ) S

N

N P

P

S

S

( TIERRA )

S

P

N

N P

N

N

S

( TIERRA )

N

P

S

P

S

N

( TIERRA )

N P

S

P

S

( TIERRA )

N P

P

S

S

N

( TIERRA ) 3 Xn

Xn P

S

P

S

P

P

( TIERRA )

( TIERRA ) o

P

S

T

P

S

S

S

T

Figura 2.2 Diagrama de secuencia cero para transformadores

104


Regresar

100 80

CI CL C I 8 O 0. CI CLO S 01 16 S CL 67 O 0 CI S .0 SE 30 CL 0. 33 GU OS 0 3 C 66 0. ND 60 IC S 7 OS 13 EG LO CI 0 S 3 S 10 .2 EG UND 3 CL 0 66 U SE O OS 0. CI 7 GU NDO S 5 CL SE ND S 00 1. OS GU OS 0 00 ND SE 00 OS GU 1. SE ND 66 GU OS 67 ND SE OS GU ND OS

60

40

CI CL O

30

20

1

10

4

2

CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO - MILES DE AMPERES

50

8

6 5 4 3 2

1 .8 .6 .3 .2

.1 10

8

6

4

2 1

1/0

2/0

3/0

4/0

250

500

1000

CALIBRE DEL CONDUCTOR EN AWG/MCM

Referencia: información de fabricante Figura 2.3 Corriente de corto circuito permisibles para cables aislados con conductor de cobre

105


Regresar

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) y etilenopropileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula: 2 ⎡ T2 + 234 ⎤ ⎡1⎤ ⎢⎣ A ⎥⎦ t =.0297 log.⎢⎣ T + 234 ⎥⎦ 2

donde: 1 : Corriente de corto circuito-amperes A : Área del conductor-circular mils T : Tiempo de corto circuito-segundos T1 : Temperatura máxima de operación-90 ºC T2 : Temperatura máxima de corto circuito -250ºC

106


Regresar

100 80

40 30

CI

CL

20 1

4

8

CI

CI

10

2

6

8

CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO - MILES DE AMPERES

50

O CL O 0. CI CLO S 01 16 S CL 67 OS 0 CI .0 SE 30 CL 0 .0 333 GU OS CI 6 0 ND 60 6 . S CL 7 13 OS EG CI O 0. SE 33 UN S 10 CL 26 0 SE GUN DOS OS 67 0. CI GU D 50 CL SE ND OS 1 0 OS GU OS .0 0 ND 00 SE OS 0 GU 1. SE ND 66 G OS 67 UN DO SE S GU ND OS

60

5 4

3 2

1

.8 .6 .5 .3

.2

.1 10

8

6

4

2 1

1/0

2/0

3/0

4/0

250

500

1000

CALIBRE DEL CONDUCTOR EN AWG/MCM

Referencia: información de fabricante Figura 2.4 Corriente de corto circuito permisibles para cables con aislamientos a 90ºc y conductor de cobre 107


Regresar

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (KLP) y etileno propileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula: 2 ⎡ T2 + 234 ⎤ ⎡1⎤ . log. 0297 t = ⎢ ⎥ ⎢⎣ A ⎥⎦ ⎣ T2 + 234 ⎦

donde: 1 : Corriente de corto circuito-amperes A : Área del conductor-circular mils T : Tiempo de corto circuito-segundos T1 : Temperatura máxima de operación-90 ºC T2 : Temperatura máxma de corto circuito-150 ºC

F 100 a c t o 90 r

3,600 y 1,800 rpm i

120

d e p o t e n c i a (%)

900

80 720 600

450 300

70

60 1

5

10

50 100

500 1,000 5,000

Caballos de potencia (C.P.) Referencia: información de fabricante Figura 2.5 Curvas características para el factor de potencia de motores de inducción polifásicos, par normal y baja corriente de arranque

108


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F a c t o r d e p o t e n c i a %

100

3,600 rpm sincrona

90 1,800 900 1,200 600 720

450 300

80

70

60 1

5

10

50 100

500 1,000 5,000 10,000

Caballos de potencia (C.P.) Referencia: información de fabricante Figura 2.6 Curvas características para eficiencia de motores de inducción polifásica, par normal y baja corriente de arranque

109


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G

G

CARGA

CARGA

a) Reactor de línea

b) Reactores de alimentación

G

G

G

CARGA

c) Reactores para sincronizar generadores Referencia: información de fabricante Figura 2.7 Arreglos típicos de reactores

110


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

111


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

112


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CONTENIDO 3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS..................................................................... 114 3.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 114 3.2. TIPOS DE CANALIZACIONES ........................................................................ 114 3.2.1. Por su construcción ....................................................................................... 114 3.2.2. Por su instalación .......................................................................................... 115 3.3. FACTOR DE RELLENO ................................................................................... 115 3.3.1. Tubería .......................................................................................................... 115 3.3.2. Charolas ........................................................................................................ 115 3.3.3. Ducto metálico............................................................................................... 116 3.4. BANCO DE TUBERÍAS.................................................................................... 116 3.4.1. Número de tuberías....................................................................................... 116 3.4.2. Separación mínima entre tuberías ................................................................ 116 3.4.3. Soportería...................................................................................................... 116 3.4.4. Profundidad ................................................................................................... 116 3.5. REGISTROS ELÉCTRICOS ............................................................................ 117 3.6. EJEMPLOS DE APLICACIÓN.......................................................................... 117 3.6.1. Tubería .......................................................................................................... 117 3.6.2. Charolas ........................................................................................................ 118 3.6.3. Ductos 118 3.7. TABLAS Y FIGURAS ....................................................................................... 119 3.8. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 122


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3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS 3.1. INTRODUCCIÓN La finalidad de este capítulo es la de proporcionar los elementos necesarios para la selección de las canalizaciones eléctricas adecuadas y necesarias para una instalación eléctrica, conforme a las condiciones impuestas por el proyecto. 3.2. TIPOS DE CANALIZACIONES Existen diferentes tipos de canalizaciones, las cuales se clasifican dependiendo de su construcción y su instalación. 3.2.1. Por su construcción a) Tubo conduit metálico rígido Los tubos conduit metálicos pueden ser de aluminio, acero o aleaciones especiales, los tubos de acero a su vez se fabrican en los tipos pesado, semipesado y ligero, distinguiéndose uno de otro por el espesor de la pared. Los tubos rígidos (metálicos) del tipo pesado y semipesado (para espesores de tubería, ver normas NMX-B-208 y NMX-B-209) se pueden emplear en instalaciones visibles u ocultas, ya sea embebido en concreto o embutido en mampostería en cualquier tipo de edificios y bajo cualquier condición atmosférica. También se pueden usar directamente enterrados recubiertos externamente para satisfacer condiciones más severas. El tubo conduit metálico rígido ligero, (para espesores de tubería ver norma NMX-B210) es permitido en instalaciones ocultas o visibles ya sea embebido en concreto o embutido en mampostería en lugares de ambiente seco no expuestos a humedad o ambiente corrosivo. No se recomienda en lugares que durante su instalación o después de ésta, esté expuesto a daño mecánico. También se debe usar directamente enterrado o en lugares húmedos o mojados, así como en lugares clasificados como peligrosos. b) Charolas También conocidas como soportería para cables, se fabrican de acero galvanizado y aluminio, para lugares con un alto grado de corrosión se utiliza un material plástico, son fabricadas de tipo de canal ventilado y de escalera. En las charolas se pueden transportar cables de fuerza, alumbrado, control y señalización; en los locales en que se instale este sistema no deben contener materiales combustibles ni cantidades apreciables de polvos o sólidos suspendidos en el aire.

114


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c) Ductos Los ductos son otros medios de canalización de conductores eléctricos que se usan sólo en las instalaciones eléctricas visibles debido a que no se pueden montar embutidos en pared o dentro de losas de concreto, se fabrican de canales de lámina de acero de sección cuadrada o rectangular con tapas atornilladas y su aplicación se encuentra en instalaciones industriales y laboratorios. Las canalizaciones metálicas deben ir puestas a tierra (artículo 250-33 de la NOM001-SEMP-1994). 3.2.2. Por su instalación Las canalizaciones se clasifican en: Visibles Las instalaciones visibles son aquellas que se encuentran expuestas a las condiciones que imperan en el medio ambiente. Se pueden utilizar para estas instalaciones, el tubo conduit metálico pesado, semipesado, ligero (éste último no puede ser usado en lugares húmedos o donde pueda sufrir daño), las charolas y los ductos. Subterráneas Las instalaciones subterráneas son las que por la necesidad del proyecto deben ir bajo tierra, utilizando para ésto tubo conduit metálico pesado y semipesado que pueden ir en banco de tuberías construido de concreto. 3.3. FACTOR DE RELLENO 3.3.1. Tubería El área de la sección transversal interior de la tubería, que puede ser ocupada por los conductores debe ser igual o menor a la especificada en la norma relativa a instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica, indicados en la tabla 3.1. 3.3.2. Charolas Cuando todos los cables son de sección transversal de 107.2 mm2 (4/0 AWG) y mayores, la suma de los diámetros de los cables no debe exceder del 90% del ancho de la charola y los cables deben instalarse en una sola capa. Ésto es cuando la charola es de tipo fondo sólido, cuando es del tipo escalera, la suma de los diámetros de los cables no debe exceder el ancho de la charola (artículo 318-9 de la NOM-001SEMP-1994). Cuando se tenga cable de sección transversal menores de 107.2 mm2 (4/0 AWG) o combinaciones de cables de diferentes secciones transversales con cables de 107.2 mm2 (4/0 AWG), dependiendo del tipo se puede calcular conforme a la tabla 3.2. 115


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3.3.3. Ducto metálico La suma de las áreas de las secciones transversales de los conductores contenidos en cualquier sección transversal de un ducto, no debe ser mayor del 20% de la sección transversal de dicho ducto. Se puede contener en el ducto 30 conductores, como máximo siempre que la suma de las áreas no exceda el 20% del área transversal del ducto (artículo 362-5 de la NOM-001-SEMP-1994). 3.4. BANCO DE TUBERÍAS En instalación subterránea generalmente se utilizan bancos de tuberías para proteger a las tuberías de cualquier agente extraño. Generalmente, se componen de tubería conduit metálico tipo pesado, semipesado y tubo de PVC. 3.4.1. Número de tuberías Existen muchas variantes en los arreglos de bancos de ductos, siendo éstos de 20 y 12 tuberías como máximo utilizando diámetros de tubería desde el 19mm ∅ hasta 101mm ∅ como máximo. En los bancos de ductos, se debe dejar como mínimo el 30% de tubos futuros del mismo diámetro que los tubos de diámetro mayor utilizados en el banco. 3.4.2. Separación mínima entre tuberías La separación mínima entre tuberías en un banco de tuberías se muestra en la tabla 3.3. 3.4.3. Soportería El tubo conduit debe asegurarse al menos cada 3 m, además de sujetarse como mínimo cada 91 cm de cada registro de salida, de empalme, dispositivo, gabinete, cajas de registro o cualquier otra derivación del tubo metálico. Se permite que esta sujeción se realice hasta 1.5 m, donde los elementos de la estructura no permitan que se efectúe a los 91 cm (artículo 346-12 de la NOM-001-SEMP-1994). En la construcción del banco de tuberías deben colocarse varillas verticales y horizontales que sirvan de soporte a las tuberías, amarrándolas a éstas con alambre para evitar que puedan moverse observar figura 3.1. 3.4.4. Profundidad La tabla 3.4 indica la profundidad mínima a la que deben instalarse los bancos de ductos, siempre que se cumplan los requisitos de instalación. Cuando se instalen cables para diferentes tensiones en un mismo banco de tuberías, los cables de mayor tensión deben estar a mayor profundidad. Las canalizaciones subterráneas no deben instalarse directamente abajo de

116


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cimentaciones de edificios o de tanques de almacenamiento. Cuando ésto no sea posible, la estructura del banco de ductos debe diseñarse para prevenir la aplicación de cargas perjudiciales sobre los cables (artículo 2302-2 de la NOM-001-SEMP1994). La separación mínima entre bancos de ductos y entre ellos y otras estructuras se indica en la tabla 3.5. 3.5. REGISTROS ELÉCTRICOS La localización de los registros, pozos y bóvedas debe ser tal que su acceso desde el exterior, quede libre y sin interferir con otras instalaciones (artículo 2302-10 de la NOM-001-SEMP-1994). Las paredes interiores de los registros deben dejar un espacio libre cuando menos igual al que deja su tapa de acceso, y su altura debe ser tal que permita a una persona trabajar desde el exterior o parcialmente introducida en ellos (artículo 230212, de la NOM-001-SEMP-1994). No deben instalarse cables eléctricos y de comunicación dentro de un mismo registro, cuando ésto no sea posible cumplir se deben de tomar las debidas precauciones (artículo 2303-9 de la NOM-001-SEMP-1994). El número de registros necesarios depende de la trayectoria y longitud de los conductores que se instalen, la separación máxima entre registros no debe exceder de 60 m, esta separación podrá ser modificada de acuerdo a las necesidades del proyecto. Todos los conductores deben ser contínuos, sin empalmes dentro de las tuberías. 3.6. EJEMPLOS DE APLICACIÓN 3.6.1. Tubería La instalación deberá ser en tubería conduit metálica y llevar un conductor por tubería, por lo tanto según la norma NOM-001-SEMP-1994 éste deberá cubrir un área máxima de 53% del área de la tubería. El área del conductor es de 70mm2 y el diámetro del cable con aislamiento de 31.90 mm. El área del alimentador será (A(t)): π (31.9)2 A(t) = = 799.23 mm2 4 Se calculará el área de la tubería:

(U) =

799.23 x 100 = 1507.98 mm 2 53

117


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Con el valor anterior obtendremos el diámetro de la tubería: 4(1507.98) d (TUB ) = = 43.81 mm

π

Por lo tanto el diámetro de la tubería será 50.8 mm (2") 3.6.2. Charolas Se instalarán 2 conductores de alimentación por fase, por lo tanto existirán 6 cables sobre la charola, siendo cada uno de un calibre de 350 MCM, el cual tiene un diámetro exterior de 42.6 mm. A continuación calcularemos el diámetro total de los 6 conductores: sd = 42.6 mm x 6 = 255.6 mm Siendo 25.56 cm Aplicando el artículo 318-9 de la NOM-001-SEMP-1994 Se elegirá una charola de 30 cm de ancho como mínimo, ya se trate de fondo sólido ó de tipo escalera, justificando lo anterior con lo siguiente:

Ancho de charola (tipo escalera)

=

sd x 100 25.56 cm x 100 = = 28.4 cm 90 90

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

A=

π D2 4

=

π (42.6 mm)2 4

=

π (42.6 mm)2 4

= 1425 mm 2

A(t) = (1425 mm2) 6 = 8550mm2 Obtendremos ahora el área del ducto

(8550 mm 2 ) x 100 A( DUCTO) = = 42750 mm2 20 A continuación obtendremos las medidas del ducto cuadrado M (DUCTO) =

42750 mm 2 = 206 mm ≈ 203 mm (8" )

Por lo tanto utilizaremos un ducto de 203x203mm para los 6 conductores 118


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3.7. TABLAS Y FIGURAS 100

1

Dm1 2

50

V

D m2 50

3

D m3 10

100

Dm 1

50

D 50 D 10 m2 m3 H Figura 3.1 Esquema representativo de un banco de tuberías donde: Dm :Diámetro mayor 1 :Concreto 2 :Varilla 3 :Tubería Acot. en mm *La distancia horizontal (H) debe ser mayor que la distancia vertical (V) Tabla 3.1 Porcentajes de relleno de conductores para tubos metálicos o tuberías de p v c Número de Conductores

1

2

más de 2

53

30

40

Todos los tipos de Conductores(%)

(Referencia: nom-001-semp-1994)

119


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Tabla 3.2 Ocupación máxima permisible para cables multiconductores de 0 a 2000 v en charolas tipo escalera, canal ventilado o fondo sólido OCUPACIÓN MÁXIMA PERMISIBLE EN cm2 TIPO ESCALERA O CANAL VENTILADO Ancho interior de la

Área máxima

charola

cm2

CHAROLA DE FONDO SÓLIDO

Cálculo área máxima

Área máxima cm2

2

cm

cm

Cálculo área máxima cm2

15

45

45-(1.2Sd)

35

35-(2.5Sd)

30

90

90-(1.2Sd)

70

70-(2.5Sd)

45

135

135-(1.2Sd)

106

106-(2.5Sd)

60

180

180-(1.2Sd)

142

142-(2.5Sd)

75

225

225-(1.2Sd)

177

177-(2.5Sd)

90

270

270-(1.2Sd)

213

213-(2.5Sd)

(Referencia: nom-001-semp-1994) Tabla 3.3 separación mínima entre tuberías conduit en mm Diámetro

Distancia

Tubo

Diámetro nominal de la tubería

del centro

(mm)

del tubo al 19

25

38

51

76

102

paño ext. ducto

19

100

100

100

100

120

120

100

25

100

100

100

100

120

120

100

38

100

100

100

100

120

150

100

51

100

100

100

100

120

150

100

76

120

120

120

120

150

160

120

102

120

120

150

150

160

180

150

(Referencia:norma pemex no. 2.225.01)

120


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Tabla 3.4 Profundidad mínima de los ductos o banco de tuberías Profundidad Mínima

Localización

m

En lugares no transitados por vehículos

0.3

En lugares transitados por vehículos

0.5

Bajo carreteras

1.0

Bajo la base inferior de rieles en vías de

0.9

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

1.27

pavimentados

(Referencia: artículo 2302-3 de la nom-001-semp-1994) Tabla 3.5 Separación entre bancos de ductos con respecto a otras estructuras subterráneas Medio separador

Separación mínima

Tierra compactada

0.30

Tabique

0.10

Concreto

0.05

(Referencia: artículo 2302-4 de la nom-001-semp-1994)

121


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3.8. BIBLIOGRAFÍA NORMAS NOM-001-SEMP-1994 de la energía eléctrica

Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso

NORMA No.2.225.01 (PEMEX)

Canalizaciones eléctricas y telefónicas subterráneas”

NORMA.No.3.346.01 (PEMEX)

Construcción de canalizaciones eléctricas subterráneas

Estándares de ingeniería IMP-No. A 0.500.00 Canalizaciones Subterráneas y aéreas hasta 600 volts Manual Técnico de Cables de Energía 1a. parte: Selección de Cables y Accesorios Condumex Manual de procedimientos de ingeniería de diseño PEMEX Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras Gerencia de Ingeniería de Proyecto 1990

122


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CONTENIDO 4. PROTECCIONES................................................................................................124 4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................124 4.2. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE......................... 125 4.2.1. Fusibles .........................................................................................................125 4.2.2. Interruptores ..................................................................................................126 4.2.3. Relevadores ..................................................................................................128 4.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ................................................129 4.3.1. Transformadores de corriente .......................................................................129 4.3.2. Transformadores de potencial.......................................................................133 4.4. PROTECCIÓN DE EQUIPO.............................................................................134 4.4.1. Protección de transformadores .....................................................................134 4.4.2. Protección de motores...................................................................................135 4.4.3. Protección de alimentadores .........................................................................137 4.5. COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE...............................................................................................137 4.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes ........................................................................................................................137 4.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente ..... 138 4.5.3. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente ......................... 139 4.6. TABLAS............................................................................................................144 4.7. DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN .....................................................................150 4.8. CURVAS Y GRÁFICAS....................................................................................156 4.9. EJEMPLO DE APLICACIÓN ............................................................................168 4.10. BIBLIOGRAFÍA ..............................................................................................180


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

124


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b) Disminuya la magnitud de la corriente de corto circuito y así minimizar el daño a los componentes y equipo de utilización del sistema. c) Se proporcionen circuitos alternos, para mejorar y garantizar la continuidad de servicio del sistema eléctrico. Las principales anormalidades contra las que se protege un sistema eléctrico, son los cortos circuitos y las sobrecargas. Las causas que originan los cortos circuitos son: Fallas de aislamiento Daño mecánico en el equipo de distribución de energía eléctrica Fallas en el equipo de utilización, como resultado de sobrecargas Los circuitos pueden llegar a ser sobrecargados simplemente conectando equipos de mayor capacidad a la del circuito o conectando al circuito, exceso de equipos. Las causas que provocan sobrecargas son: Arranques de motores muy frecuentes Períodos de aceleración demasiados largos Ventilación obstruida Los cortos circuitos pueden ocurrir; entre dos fases, entre tres fases o entre una o más fases y tierra con baja impedancia y/o alta impedancia. Para una descripción más amplia del corto circuito, consulte el capítulo 2 de este manual. 4.2. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE Para aislar los cortos circuitos y sobrecargas, se requiere de la aplicación de equipo de protección, que sensará el flujo de corrientes anormales y separará la porción afectada del sistema en operación. En algunos tipos de protección, el dispositivo sensor y el dispositivo interruptor son independientes e interconectados a través de alambrado de control. En otros tipos de protección, los dispositivos sensores e interruptores están acoplados de tal forma que funcionan como un solo dispositivo. Los tipos de protección más utilizados en los sistemas eléctricos industriales de potencia, son: fusibles alta y baja tensión, interruptores alta y baja tensión, y relevadores. 4.2.1. Fusibles El fusible, es un dispositivo interruptor y sensor a la vez. Se conecta en serie con el circuito y responde a los efectos térmicos producidos por el flujo de corrientes a través de él. Su elemento fusible es diseñado para abrir a un tiempo determinado, dependiendo de la cantidad de corriente que fluye. Los fusibles limitadores de corriente, en el rango de 2.4 a 34.5 kV, son muy utilizados en sistemas industriales. Debido a la alta velocidad de respuesta a las corrientes de corto circuito, tienen la habilidad de cortar la corriente antes de que se alcance el 125


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valor máximo de corto circuito. Las Gráficas 4.1 y 4.2 muestran las curvas características tiempo-corriente y la gráfica de corrientes de paso para fusibles limitadores de corriente. Los fusibles limitadores de corriente de alta tensión y alta capacidad interruptiva se utilizan principalmente, para la protección contra corto circuito de: Transformadores Motores (combinación arrancador-fusible) Para seleccionar el fusible como protección de transformadores o motores de alta tensión, es necesario consultar las curvas características de fusión, además de conocer los siguientes datos: Tensión de operación Corriente nominal Corriente máxima normal Para la protección del transformador, utilice adicionalmente la Tabla 4.1 de selección de fusibles. 4.2.2. Interruptores Los interruptores en alta tensión, son dispositivos de interrupción únicamente y son utilizados en conjunto con relevadores, para cumplir con la función de detección de fallas. Esta combinación normalmente es utilizada para proporcionar protección contra corrientes de corto circuito y sobrecargas en: Transformadores Motores Alimentadores Buses Los interruptores de potencia en vacío son utilizados en el rango de 2.4 a 34.5 kV, con altas capacidades interruptivas. (Para consulta de datos técnicos tales como: corriente nominal, capacidad de corto circuito máxima, voltaje de operación, nivel de aislamiento, ver el capítulo 3 de selección de equipo eléctrico). Para la protección con interruptores de bajo voltaje (menores de 1000 V.c.a. ó 600 V.c.d.), normalmente se utilizan: Interruptores termomagnéticos Interruptores electromagnéticos Los interruptores termomagnéticos son utilizados para protección de corrientes de corto circuito y corrientes de sobrecargas a través de la unidad magnética y unidad térmica respectivamente. Son adecuados para proteger:

126


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Motores (combinación arrancador-interruptor termomagnético) Circuitos derivados Alimentadores principales (donde la corriente no exceda de 800 A) Transformadores lado secundario, baja tensión La unidad magnética del interruptor es ajustable, mientras que la unidad térmica es fija. El interruptor puede contener cualquiera de sus unidades o ambas. La figura 4.2, muestra características de un interruptor termomagnético, la tabla 4.5 "Capacidad interruptiva", muestra los datos de fabricante para una familia de interruptores termomagnéticos. Para una aplicación particular consultar información del fabricante de interruptores termomagnéticos. Los interruptores electromagnéticos son dispositivos de protección de estado sólido. Son utilizados en la protección contra corrientes de corto circuito y sobrecargas, su uso es recomendable en: Alimentadores principales de centros de control de motores Lado de baja tensión de transformadores de distribución Buses (protección de enlace) La flexibilidad de operación del interruptor electromagnético depende de los siguientes ajustes: ACRL Ajuste de corriente de retardo largo ATRL Ajuste en tiempo de retardo largo ACRC Ajuste de corriente de retardo corto ATRC Ajuste en tiempo de retardo corto ACI Ajuste de corriente instantánea ACyT Ajuste de corriente y tiempo de falla a tierra Los rangos de ajuste de un interruptor tipo DS, se muestran en las tablas del fabricante. La curva tiempo-corriente de los interruptores electromagnéticos son muy semejantes a las curvas tiempo corriente de los interruptores termomagnéticos y fusibles. Esto hace más práctica la coordinación de dispositivos de protección en cascada. En general los interruptores de bajo voltaje: a) Combinan los medios de desconexión y de detección de fallas en una sola unidad compacta. b) No tienen partes energizadas (vivas) expuestas. c) Son unidades que se pueden restaurar, después de aislar una falla, sin reemplazar ninguna de sus partes. d) Tienen rangos de alta capacidad de corto circuito. 127


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e) Proporcionan desconexión simultánea de las fases del circuito fallado. 4.2.3. Relevadores Los relevadores de protección más comúnmente usados son los relevadores de sobrecorriente instantáneos y con retardo de tiempo. Son utilizados como protección principal y de respaldo. Los relevadores instantáneos proporcionan altas velocidades de disparo, de 0.5 a 2 ciclos. Los relevadores de sobrecorriente instantáneos (50) de estado sólido proporcionan respuesta más rápida que los relevadores electromagnéticos. Los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (51) de estado sólido, al igual que los relevadores electromagnéticos con retardo de tiempo (51), tienen dos ajustes: TAP de corriente pick-up TIME DIAL (palanca de tiempo) La corriente pick-up es determinada por una serie de TAP´s discretos para diversos rangos de corriente. Lo que permite el desplazamiento de la curva característica tiempo-corriente del relevador, hacia la izquierda o derecha sobre el eje de corriente. El ajuste del time dial permite el desplazamiento de la curva tiempo-corriente hacia arriba o hacia abajo sobre el eje de tiempo, es decir controla el tiempo necesario para que el relevador cierre sus contactos. El relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo (51) tiene la característica de tiempo inverso. Esto significa, que el relevador opera lentamente a valores pequeños de corriente, pero cuando la corriente se incrementa, el tiempo de operación decrece. El comportamiento de operación de tiempo inverso del revelador, se muestra en la gráfica 4.11, la tabla 4.3 muestra algunos valores típicos de TAP. Para una aplicación en particular, consulte información específica de fabricante de relevadores. Los relevadores más utilizados, en los sistemas eléctricos de potencia en plantas industriales y clasificados por ANSI son los siguientes:

27

Relevador de bajo voltaje

46

Relevador de corriente de balance de fases

47

Relevador de voltaje de secuencia de fases

49

Relevador térmico (sobrecarga térmica)

50

Relevador de sobrecorriente instantáneo

50G

51 51G

Relevador de sobrecorriente instantánea de falla a tierra Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo de falla a tierra

128


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63

Relevador de presión de fluido

67

Relevador direccional de sobrecorriente

86

Relevador auxiliar de bloqueo

87

Relevador de sobrecorriente diferencial

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

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200 = 20 IZ ;

Z=

200 200 = 20 I 100

;Z=2Ω

En circuitos trifásicos los TC´s son conectados en; estrella, delta abierta y delta. La figura 4.1 muestra conexiones típicas de los TC´s. El criterio para la selección de la relación de los transformadores de corriente, es el siguiente: a) La corriente en el primario deberá ser igual o mayor a la corriente del circuito donde está conectado el TC. b) Determine la corriente máxima que circulará en el secundario del TC. c) Determine el burden en las terminales de secundario del TC. d) Calcule la impedancia total y los Volt-Amperes del circuito, en el secundario del TC. e) Determine el voltaje, en las terminales del secundario del TC. f) Utilice las curvas voltaje-corriente de excitación, proporcionadas por el fabricante de los transformadores de corriente (TC), para la relación seleccionada y determine el porciento de error de relación. g) Si el porciento de error de relación (%e) es menor al 10% el transformador de corriente (TC) seleccionado, es adecuado para operar el burden requerido sin llegar a saturarse y por lo tanto, sin distorsionar el valor de corriente en las terminales del secundario. De otra manera disminuya el burden ó seleccione el valor inmediato superior de relación del TC y repita el procedimiento desde el paso (e). Con el propósito de ilustrar la selección de los transformadores de corriente (TC´s), resolveremos el siguiente ejemplo: Considere un transformador de corriente (TC), con un rango de relación de 600/5A, tipo bushing de multiple relación. El TC es conectado al circuito para una relación de 600/5 A. El burden en el secundario del TC, está compuesto de los siguientes dispositivos: 1) Un relevador de sobrecarga con rango de 4-12 A y un burden de 2.38 VA, factor de potencia 0.375 a 4 A, 146 VA a un factor de potencia de 0.61 a 40 A. 2) Un relevador de sobrecorriente instantáneo, con rango de 10-40 A, tiene un burden de 4.5 VA a 10 A tiene una potencia de 40 VA con un ajuste de 40 A a 0.20 de factor de potencia (FP).

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3) Un watthorímetro con un burden de 0.77 W a 5 A y FP = 0.54 a 8 veces la corriente de 5 A, tiene un FP = 0.94. 4) Un ampérmetro con un burden de 1.04 VA a 5 A y FP = 0.95. 5) El conductor del 10 AWG, tiene una impedancia Z = 0.08 ohms, FP = 1.0. 6) El TC tiene una resistencia de 0.298 ohms a 25ºC. Para resolver el ejemplo, se pide que: a) Determine el burden total en las terminales del secundario del TC. b) Determine el voltaje necesario para el burden total. c) Determine la corriente de excitación en las terminales del secundario del TC. d) Calcule el porciento de error de relación, % e. e) El transformador de corriente (TC) seleccionado, ¿es adecuado?, diga porque. Solución a) Calculamos la impedancia total Z y los volt-amperes, de los dispositivos que integran el burden, como sigue: Si consideramos el mayor ajuste de corrriente de los dispositivos del burden, se observa que el mayor ajuste, es el del relevador instantáneo con 40 amperes, entonces: Para el relevador de sobrecarga se tiene 146 VA, 40 A, FP=0.61: VA 146 VA = I2 Z ⇒ Z = 2 = = 0.091 Ω I (40)2

θ = arc cos (FP) = arc cos (0.61) = 52.4o Z∠θ = 0.091∠52.4o = 0.0555 + J 0.0721Ω

Para el relevador de sobrecorriente instantáneo se tiene, 40 VA, 40 A, FP = 0.20 40 Z= = 0.025 Ω (40)2 θ = arc cos (0.20) = 78.5o

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(4.1)

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Z∠θ = 0.025∠78.5 = 0.005 + j 0.0245 Ω

Para el watthorimetro se tiene 0.77 W, 5A, FP = 0.54 W 0.77 VA = = = 1.43 FP 0.54

Z=

1 .43 (5)2

= 0.057

θ = arc cos (0.54) = 57.3o Z∠θ = 0.057∠57.3o = 0.031 + j 0.048 Ω

A una corriente de 40 A, el factor de potencia es FP=0.94, entonces: R 0.031 Z= = = 0.033 Ω FP 0.94

θ = arc cos (0.94) = 19.95o Z∠θ = 0.033∠19.95o = 0.031 + j0.011 Ω VA = I2Z = (40)2 (0.033) = 52.8 VA

Para el ampermétro se tiene 1.04 VA, 5 A, FP = 0.95 1.04 Z= = 0.042 Ω (5)2 θ = arc cos (0.95) = 18.19o Z∠θ = 0.042∠18.19 = 0.040 + j0.01 Ω

A una corriente de 40 A, no hay saturación en este tipo de ampermetros. Así. VA = I2Z = (40)2 (0.042) = 67.2 VA

Para el conductor 10 AWG se tiene 0.08 Ω , FP = 1.0 a una corriente de 40A. VA = I2R = (40)2 (0.08) = 128

Para el transformador de corriente se tiene 0.298 Ω , FP = 1.0, a una corriente de 40 A. VA = Ι 2R = (40)2 (0.298) = 476.8

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El burden total (B t ), en volt-amperes, es:

B t =146+ 40 + 52.8 + 67.2 + 128 + 476.8 = 910.8 VA El burden total ( Z t ) en ohms, es: Z t = (0.0555 + j 0.0721) + (0.005 + j 0.0245) +(0.031 + j 0.011) + (0.040 + j 0.013) + (0.08 + j 0.0) + (0.298 + j 0.0)

Z t = 0.5095 + j 0.1206 Ω = 0.524 ∠13.32o Ω ,

Zt =

Bt 2

I

=

910.8 2

= 0.5692 Ω

(40) ,

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

,

V t = IZ t = (40) (0.5692) = 22.77 V Vt = IZ t = (40) (0.524) = 21.0 V c) Utilizando las curvas de excitación, TC elegido, la corriente de excitación Ie’ Ie para los valores de voltaje, Vt’ y Vt son: ,

,

Para V t , I e = 0.032 Amperes. Para Vt , Ie = 0.0318 ≈ 0.032 Amperes. d) El porciento de error de relación, es: I 0.032 % e = e x100 = x100 Is 40 % e = 0.08 % e) El transformador de corriente de 600/5A seleccionado, es adecuado. Porque el % e, es mucho menor que el 10 %, es decir: 0.08 % << 10 % 4.3.2. Transformadores de potencial Un transformador de potencial (TP), es un transformador convencional con un devanado primario y un devanado secundario, con un núcleo en común. Los transformadores de potencial son unidades monofásicas diseñadas y construidas

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para que el voltaje en el secundario mantenga una relación fija con el voltaje primario. El voltaje primario requerido de un transformador de potencial, se determina con el voltaje del sistema al cual es conectado. La mayoría de los transformadores de potencial son diseñados para proporcionar 120 V en las terminales del secundario, cuando el voltaje de placa es aplicado al primario. Los transformadores de potencial, son capaces de operar de forma continua y exacta, cuando el voltaje aplicado a través del primario está dentro del ± 10% del voltaje nominal primario. La clasificación de exactitud estandard en el rango de 0.3 a 1.2, representa el porciento de error de relación. Burdens estandard para transformadores de potencial con un voltaje secundario de 120 V, se muestran en la tabla 4.7. El burden de un transformador de potencial, se da en volts-amperes (VA) y es calculado por simples sumas aritméticas de los volt-amperes (burdens) de los dispositivos conectados al secundario del transformador de potencial. Si la suma está dentro del burden tipico, el TP se desempeñará satisfactoriamente, en el rango de voltajes desde 0% hasta 110% del voltaje de placa. En los sistemas industriales, es común que los transformadores de potencial sean conectados en delta abierta o estrella. Particularmente para medición, los TP's se conectan en estrella. 4.4. PROTECCIÓN DE EQUIPO 4.4.1. Protección de transformadores El tipo y alcance de la protección para transformadores, en sistemas de potencia industriales, obedece al compromiso entre la importancia misma del transformador y la sensitividad, velocidad, coordinación y costo del esquema de protección. La mayoría de las aplicaciones de protección al transformador son cubiertas en la siguiente guía práctica. Normalmente el transformador es protegido contra: Sobrecargas térmicas sobrecorrientes de fase Sobrecorrientes de fase a tierra Sobrecorrientes de baja magnitud (sobrecarga) La protección térmica dispositivo 49, es un dispositivo actuado térmicamente. Tiene switches para control automático de equipo auxiliar de enfriamiento y para alarma por alta temperatura. El switch de alta temperatura será ajustado a una temperatura 134


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mayor al valor de la temperatura de pérdidas de aislamiento acelerado. Los valores de temperaturas de aislamientos, deberá obtenerse de información de fabricante de transformadores. La protección térmica, para condiciones de sobrecarga de gran duración, normalmente se obtiene de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (dispositivo 51 en la figura 4.2. Los cuales deben operar antes de que el relevador 49 responda. El arreglo preferido para protección de transformadores de 7.5 MVA´s y mayores, se muestra en la figura 4.2. Los relevadores diferenciales dispositivo 87, son utilizados como la protección básica. La sensitividad de la protección de falla a tierra es proporcionada por los dispositivos 50G y 51G. La protección de sobrecarga, protección de falla en BUS y protección de respaldo, es proporcionada con el dispositivo 51 en el lado secundario del transformador. La protección de respaldo de corto circuito en el primario se proporciona con el dispositivo 50/51. El revelador de presión súbita. La figura 4.3 muestra el esquema de protecciones mínimas para transformadores menores a 7.5 MVA’s. La protección contra corto circuito, la proporciona el fusible limitador de corriente en el primario, la protección de sobrecorriente con retardo de tiempo, la proporciona el relevador 51 y adicionalmente el relevador 49 protege al transformador contra sobrecargas térmicas. Si el transformador es de baja capacidad o no es lo suficientemente importante en su aplicación, la protección mostrada en las figuras 4.4 y 4.5 es recomendada, como protección mínima de transformadores de distribución. Dispositivo 63 montado en el transformador, proporciona detección de fallas en los devanados, en transformadores en aceite aislante. 4.4.2. Protección de motores La protección mínima recomendada para motor de tensión media se divide en 2 grupos; para motores menores a 1500 CP y para motores de 1500 CP y mayores. Para la protección de un motor de tensión media, se debe considerar: La protección térmica: Sobrecargas De rotor bloqueado La protección contra fallas: Tres fases De fase a fase

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De una fase a tierra De dos fases a tierra Las condiciones de operación anormales: Bajo voltaje Desbalance de corriente ó voltaje Fases invertidas Arranques repetitivos (rearranques) Pérdida de excitación Motores de inducción menores de 1500 CP En la figura 4.3 la protección de sobrecarga térmica, es proporcionada por el dispositivo 49. La protección a rotor bloqueado se proporciona con el relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, para detectar fallas se utilizan tres relevadores de corriente instantáneos, dispositivo 50 y para la protección de fallas a tierra, se utiliza el relevador de sobrecorriente, dispositivo 50 G. Las condiciones de bajo voltaje, desbalance de voltaje, y fases invertidas, las detecta el relevador 27/47. Los arrancadores repetitivos que ocurren en un breve período, desarrollan altas temperaturas en el estator. Esto se evita, utilizando relevadores temporizadores en el esquema de control. Motores de inducción de 1500 CP y mayores En la figura 4.7 la protección de sobrecarga térmica es proporcionada por el relevador de temperatura dispositivo 49, el relevador monitorea la temperatura del estator por medio de detectores de temperatura de resistencias (RTD´s). La protección a rotor bloqueado, puede ser proporcionada con un relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, cuando el tiempo de rotor bloqueado excede el tiempo de aceleración. La protección principal para un motor grande, es proporcionada con el relevador diferencial, dispositivo 87, el esquema diferencial utiliza un total de 6 transformadores de corriente y 3 relevadores diferenciales. El desbalance de corriente en el circuito del motor es detectado con el relevador 46. Como protección contra bajo voltaje, rotación de fase invertida, se utiliza el relevador, dispositivo 27/47. En adición a los dispositivos de protección básicos, indicados en las figuras 4.6 y 4.7 el motor sincrono requiere protección para su circuito de campo. El relevador dispositivo 55, proporciona protección contra perdidas de corriente de excitación.

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La figura 4.8 muestra una alternativa de protección de motores de inducción en tensión media, utilizando fusibles limitadores de corriente para protección de corto circuito, en combinación con el arrancador del motor, la protección de sobrecarga térmica, dispositivo 49 y la protección de falla a tierra la proporciona el relevador 50 GS, la protección de sobrecarga de respaldo utiliza el relevador 51. La figura 4.9 muestra la protección mínima para motores en baja tensión, el interruptor termomagnético, proporciona protección contra corto circuito y contra sobrecarga, los elementos térmicos (OL´S) proporciona la protección de sobrecarga térmica. 4.4.3. Protección de alimentadores Normalmente la mayoría de los sistemas industriales son alimentados por compañías suministradoras de energía, a través de alimentadores. La mínima protección para estos circuitos de alimentación consiste de los relevadores de sobrecorriente, dispositivos 50/51 para protección de otros circuitos y sobrecargas y del relevador 51 GS para proteger contra sobrecorrientes de fase a tierra. La figura 4.10 muestra el arreglo de protecciones mínimas de un alimentador. Las protecciones mostradas en la figura 4.10 pueden ser sustituidas por un interruptor electromagnético, para proporcionar protección de corto circuito, sobrecargas y protección de fase a tierra en alimentadores principales en baja tensión. 4.5. COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE 4.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes Corrientes de corto circuito. Es necesario obtener para cada bus local, del sistema eléctrico en estudio, las siguientes corrientes de corto circuito: La corriente de corto circuito momentáneamente (primer ciclo) La corriente de corto circuito interruptiva (de 5 ciclos a 2 sundos) La corriente de falla a tierra Las corrientes momentáneas son usadas para seleccionar y/o ajustar las unidades de disparo instantáneas. Las corrientes interruptivas, nos permiten establecer el intervalo de coordinación y la sensitividad de la protección para el desarrollo del método de corto circuito, referirse al capítulo 2. Intervalos de tiempo. Cuando se trazan las curvas tiempo-corriente, en el estudio de coordinación ciertos intervalos de tiempo se deben mantener entre los dispositivos de protección para asurar una correcta operación secuencial de los dispositivos. Estos intervalos se requieren porque:

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Los relevadores tienen sobrecarrera Los fusibles tienen tolerancias de operación Los interruptores tienen velocidades de operación Estos intervalos de tiempo son llamados márgenes. Cuando se están coordinando relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, el margen usualmente es de 0.3 0.4 s. Este intervalo es medido entre relevadores en serie, en el ajuste instantáneo ó corriente de corto circuito que puede fluir a través de ambos dispositivos simultáneamente. El intervalo consiste de los componentes siguientes: Tiempo de apertura del interruptor (5 ciclos) 0.8 s Sobrecarrera del relevador 0.10 s Factor de suridad (errores de ajuste, saturación del TC) 0.22 s Un margen de 0.355 s. es ampliamente usado en sistemas que emplean relevadores de sobrecorriente de tiempo muy inverso y extremadamente inverso. La gráfica 4.6 muestra el margen entre relevadores. Cuando se usan relevadores de estado sólido la sobrecarrera es eliminada y el margen reducido. Cuando se están coordinando relevadores con fusibles hacia abajo en la cascada, el tiempo de apertura del circuito no existe para el fusible y el intervalo puede reducirse. Esto es mostrado en la gráfica 4.7. El clearing time total del fusible deberá ser usado para propósitos de coordinación. El margen de tiempo entre la curva clearing time total y la curva del relevador, podría ser de 0.1 s. 4.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente Pick-up.-El término pick-up ha adquirido diferentes significados. Para muchos dispositivos, pick-up, es la corriente mínima que inicia una acción. Exactamente es usado, cuando se está describiendo la característica tiempo - corriente de un relevador. También es usado cuando se está describiendo la unidad de disparo de un interruptor de potencia en bajo voltaje. El término no aplica exactamente para el disparo térmico, de un interruptor en caja moldeada. La corriente pick-up de un relevador de sobrecorriente, es el valor mínimo de corriente que causará que el relevador cierre sus contactos. Para dispositivos actuados por solenoide, el TAP usualmente corresponde a la corriente pick-up. Para interruptores de potencia de bajo voltaje, pick-up, es el valor calibrado de corriente mínima, de la unidad de disparo, necesaria para disparar el interruptor. Una unidad de disparo con un retardo de tiempo largo, retardo de tiempo corto y característica instantánea, tendrá 3 valores pick-up, en términos de múltiplos o porcentajes, de la corriente de disparo.

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Para los interruptores en caja moldeada con elementos de disparo térmico la corriente normal es dada en amperes. El ajuste magnético podría ser llamado pickup, de la misma manera que los interruptores de potencia de bajo voltaje. Los fusibles, utilizan rangos de corriente en amperes en vez de rangos pick-up. Los fusibles con doble elemento, utilizan un elemento para la protección de sobrecarga y el otro elemento para la protección de corto circuito. Curvas características tiempo-corriente. En una curva característica tiempo-corriente ordinaria, el tiempo cero es considerado, el tiempo en que ocurre la falla y todos los tiempos mostrados en la curva, son el tiempo transcurrido desde ese punto. Para un sistema radial, todos los dispositivos entre la falla y la fuente, experimentan las mismas corrientes de falla, hasta que uno de ellos interrumpe el circuito. En un estudio de coordinación las curvas tiempo-corriente son acomodadas, para que la región de abajo y a la izquierda de ellas, represente la región de no operación. Las curvas representan un conjunto de pares ordenados tiempo-corriente que indican el período de tiempo requerido para la operación del dispositivo a un valor de corriente seleccionado. Las curvas de los relevadores usualmente son representadas por una sola línea. Las curvas de los interruptores de baja tensión, son representadas como bandas. La banda representa el intervalo de tiempo a una corriente seleccionada, durante el cual, se espera la interrupción del circuito. Es decir, la banda representa el área de operación. La gráfica 4.8 muestra una curva representada como banda. Analizando la gráfica 4.8, es el tiempo máximo, desde que comienza a fluir la corriente I, dentro del cual, se garantiza la operación del dispositivo de protección. t1 es el tiempo máximo, desde la iniciación del flujo de corriente I, dentro del cual, la corriente debe ser normalizada para asurar que el dispositivo de protección no operará, debido al impulso de la unidad de disparo. 4.5.3. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente Para desarrollar un estudio de coordinación de los dispositivos de sobrecorriente de un sistema de potencia eléctrico, es necesario tomar en cuenta los siguientes pasos: 1) Diagrama unifilar Dibuje el diagrama unifilar parcial o completo del sistema en estudio. Como mínimo debe contener las potencias de todas las cargas eléctricas y transformadores, los voltajes, impedancias y conexiones de todos los transformadores, con sus características de sobrecargas las condiciones de carga conectada y en operación. Los voltajes en cada bus del sistema, datos generales de corto circuito en cada bus del sistema, tamaños, tipos y temperaturas de conductores eléctricos, relaciones de transformadores de corriente. Capacidad de interruptores de bajo voltaje y fusibles.

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2) Estudios de corrientes de corto circuito Calcule los valores de corriente de corto circuito, en cada bus del sistema. Determine las corrientes momentáneas e interruptivas del corto circuito, para todos los niveles de voltaje del sistema (consultar capítulo 2).

3) Selección de la escala de corriente Seleccione una escala de corriente, que permita minimizar multiplicaciones y manipulaciones de ajustes de los dispositivos de protección en estudio. Método del voltaje base.-Considere un sistema de potencia eléctrico con más de una transformación de voltaje, de esta manera, es necesario referir corrientes de diversos voltajes, a una sola tensión llamada voltaje base. Si consideramos que un equipo eléctrico tiene potencia constante, decimos que:

V11 I = V2I2,para:V1 ≠ V2

(4.2)

I1 ≠ I2

(4.3)

De este principio elemental de potencia constante, tenemos:

P = VnIn

(4.4)

VnIn = VbIR

despejando IR :

(4.5)

IR = (Vn / Vb )In

donde: Vn Voltaje nominal In Corriente nominal Vb Voltaje base IR Corriente referida La corriente referida IR se obtiene multiplicando el factor ( Vn / Vb ) por la corriente nominal In , para un tiempo t sundos y así, obtener un par ordenado tiempo-corriente referida, a un voltaje base. Si se desea obtener una curva completa, referida a un voltaje base, se aplica el procedimiento anterior y se tabulan los siguientes valores, para cada punto de la gráfica: PUNTO 1 2 3 4

TIEMPO T1 T2 T3 T4

140


In

IR

I1 I2 I3 I4

K11 K12 K13 K14

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Posteriormente se trazan las parejas ordenadas TIEMPO - IR para obtener la gráfica, de valores referidos a un voltaje base, normalmente la variable TIEMPO es dada en sundos, In en amperes y la constante K=( Vn / Vb ). Para seleccionar el voltaje base, considere lo siguiente: a) El primer dispositivo de la ruta de coordinación, en el lado de la carga, debe quedar totalmente dentro de la hoja logarítmica, (límite inferior), es decir, IR mayor o igual a Im ( Im es la corriente mínima, representada en la hoja logarítmica). b) El límite superior del rango de corrientes de coordinación se determina, considerando la corriente de corto circuito máxima del sistema en estudio, Es decir:

IR = KIcc

(4.6)

para: Icc= Corriente de corto circuito máxima K = ( Vcc /Vb ) entonces: IR Menor o igual a I M para: Im = corriente máxima de la hoja logarítmica c) En caso, de que no se cumplan las restricciones anteriores de los límites inferior y superior, parcial o totalmente, el voltaje base se multiplicará por un factor, hasta obtener un multiplicador que cubra los dos límites requeridos. Generalmente, se utilizan números enteros, para designar el multiplicador, (por ejemplo: 10,100,.......). 4) Características básicas de disparo Prepare la hoja logarítmica con la escala de corrientes y multiplicadores de escala, para cubrir la representación gráfica de todos los dispositivos de protección de la cascada, desde la carga hasta la fuente.Trace los valores de corriente de corto circuito, corrientes inrush, corrientes nominales, corrientes de sobrecargas, corrientes de rotor bloqueado, corrientes magnetizantes, de los transformadores, motores y conductores de los circuitos de la protección. Las corrientes de carga máxima junto con las corrientes de corto circuito máximas, determinan los límites superior e inferior de corrientes, en los cuales, los dispositivos de protección deben operar. Los ajustes de los dispositivos de protección deben ser insensibles a las corrientes normales del equipo, es decir, corrientes a plena carga, corrientes de sobre carga permisibles y corrientes de arranque o inrush. Estos datos se obtienen de las placas impresas en el equipo ó de estándares de diseño. Si no fuera posible obtener estos datos, considere las siguientes aproximaciones:

141


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a) Condiciones de operación para motores Considere un factor de servicio FS = 1, es decir, no se considera capacidad de sobrecarga. La corriente Inrush transitoria es igual a: 1.76 veces la corriente a rotor bloqueado, para tensión media 1.5 veces la corriente a rotor bloqueado, para baja tensión La corriente a rotor bloqueado es igual a: 6 veces la corriente a plena carga, para motores de inducción y motores síncronos con factor de potencia FP = 1 y cargas de baja inercia. 9 veces la corriente a plena carga, para motores síncronos con FP = 1 y cargas de alta inercia. El tiempo de duración de la corriente a rotor bloqueado, varía de 5 - 30 sundos. La tabla 4.5 muestra corrientes de rotor bloqueado para motores de inducción. b) Condiciones de operación para transformadores: La capacidad de sobrecarga depende de tipo de enfriamiento Autoenfriado, tipo AA,OA Enfriados con aire forzado, tipo FA Enfriados con aire forzado y aceite, tipo FOA La tabla 4.6 muestra los factores de enfriamiento y de temperatura que multiplican a la corriente a plena carga. La corriente Inrush magnetizante es igual a : 12 veces la corriente a plena carga, para subestaciones primarias 8 veces la corriente a plena carga, para subestaciones secundaria 8-25 veces la corriente a plena carga, para transformadores tipo seco de bajo voltaje El tiempo de duración para todos los casos es de 0.1 s. c) Requerimientos mínimos de protección para motores Para motores arriba de 600 V, el NEC artículo 430 parte J (1993), requiere que cada motor sea protegido contra sobrecargas peligrosas y fallas de arranque, con protectores térmicos internos o sensores de corriente externos. También, la protección de fallas de sobrecorriente, por medio de interruptores, o fusibles.

142


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Para motores de 600 V y menores, el NEC artículo 430 parte C (1993), también requiere protección de sobrecarga y corriente. Para protección de sobrecarga, requiere un dispositivo, en cada fase, con el ajuste de disparo a no más de los siguientes porcentajes de la corriente a plena carga del motor: Motores con factor de servicio FS, menores de 1.15 Motores con aumento de temperatura no mayores de 40ºC Todos los demás motores

125% 125% 115%

Para la protección de sobrecorriente, el NEC requiere que, el ajuste sea puesto a no más, de los porcentajes de corriente a plena carga, mostrados en la tabla 4.7. d) Requerimientos mínimos de protección para transformadores El NEC artículo 450 parte A (1993), resume las consideraciones de protección y ajustes, mostrados en las tablas 4.8 y 4.9. 5) Curvas de daño Determine los límites térmicos de los equipos protegidos, trazando las curvas de daño para transformadores (ANSI/IEEE C37.91-1985), motores (información de fabricante), cables (información de fabricante). El límite térmico para el motor, se interpreta como el máximo tiempo de bloqueo (stall time), en que el motor puede continuar operando con magnitudes de corriente a rotor bloqueado sin sufrir daño. El límite térmico para el transformador, es interpretado por ANSI/IEEE C57.12.00 1980, como la CURVA ANSI, en la cual, representa los esfuerzos mecánicos y térmicos causados por el corto circuito en un período de tiempo. Para obtener la CURVA ANSI, siga los siguientes pasos: Determine la categoría del transformador, utilizando la tabla 4.10. Seleccione la curva de daño de acuerdo a la categoría seleccionada del transformador, de las gráficas: 4.4 para categoría I 4.5 para categoría II 4.6 para categoría III 4.7 para categoría IV Calcule la constante K, para el 100% de la corriente de falla y una duración de 2 s. Determine, de la gráfica seleccionada, los valores tiempo-múltiplos de corriente, para los puntos de la figura 4.1:

143


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Zpu es la impedancia del transformador La corriente I 2 = 0.5/Zpu , para transformadores categoría III y IV La corriente I 2 = 0.7/Zpu , para transformadores categoría II El Factor ANSI (FA), es un multiplicador de la CURVA ANSI: FA = 0.87, para transformadores con conexión Delta -Delta FA = 0.58, para transformadores con conexión Delta -Estrella 6) Curvas características tiempo-corriente Finalmente, para completar la representación gráfica del estudio de coordinación de sobrecorriente, trace las curvas tiempo - corriente de operación de la protección, para mostrar los ajustes finales de los relevadores de sobrecorriente, interruptores con unidad de disparo de acción directa y fusibles utilizados en el sistema eléctrico de potencia en estudio. 4.6. TABLAS Tabla 4.1 Selección de fusibles Potencia nominal de transformador kva 45 75 112.5 150 225 300 500 750 1000 1500 2000 2500 3000

2.4 kVA 25 40 63 100 160 160 250 -

4.16 kVA 16 25 40 40 63 100 160 200 315 -

Referencia: información del fabricante)

144


6/7.2 kVA 10 16 25 40 40 63 100 160 200 315 -

13.8 kVA 6 10 10 16 25 25 40 63 100 125 160 200 -

20/23 kVA 6 6 6 10 16 16 25 40 63 100 125 160 160

34.5 kVA 6 6 10 16 25 40 40 63 63 100 -

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Tabla 4.2 Capacidad interruptiva de interruptores electromagneticos Tabla A Capacidades interruptivas para el interruptor tipo DS (Amperes simétricos RMC) Valor de corriente de Con disparo instantáneo disparo 240 V 480 V 600 V 50-800 42000 30000 22000 50-1600 65000 50000 42000 50-2000 65000 50000 42000 1200-3200 65000 50000 50000 1200-3200 85000 65000 65000

Con disparo diferido corto 240 V 480 V 600 V 30000 30000 22000 50000 50000 42000 50000 50000 42000 50000 50000 50000 85000 65000 65000

Tabla B Valores disponibles de los sensores Valor del sensor (amperes) 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600, 2000 2400, 3200 2400, 3200

Tabla C Valores ajustables para la unidad ampector Ajuste de tiempo diferido largo (múltiplos del valor del sensor 0.5 a 1.25

Tiempo diferido largo en sundos (6 veces el valor del sensor) 4 a 36

Ajuste de tiempo corto (múltiplos del valor del sensor) 4 a 10

Ajuste instantáneo Ajuste tierra (múltiplos del valor (múltiplos del valor del sensor) del sensor) 4 a 0.20 12 (REFERENCIA: Información del fabricante)

145


Tiempo diferido corto (sundos) 0.18 a 0.5

Disparo falla a tierra (sundos) 0.22 a 0.5

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Tabla 4.3 Rangos y ajustes tipos de tap para relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo Rango de tap 0.5 - 2.5 (ó 0.5 - 2) 0.5 - 4 1.5 - 6 (ó 2 - 6) 4 - 16 (ó 4 - 12) 1 - 12

Ajuste de tap 0.5, 0.6, 0.8, 1.0, 1.2, 1.5, 2.0, 2.5 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 1, 1.2, 1.6, 2, 2.5, 3, 4 1.5, 2, 2.5, 3, 3.5, 4, 5, 6 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12, 16 1, 1.2, 1.5, 2, 3, 3.5, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12

Referencia: Información de fabricante Tabla 4.4 Burdens estándar tp´s Características de burdens estándar Volts Factor de Designación ampers potencia W 12.5 0.10 X 25 0.70 Y 75 0.85 Z 200 0.85 ZZ 400 0.85 M 35 0.20

Características en base a 120 volts Reactancia

Inductancia

Impedancia

115.2 403.2 163.2 61.2 30.6 82.3

3.04 1.09 0.268 0.101 0.0503 1.07

1152 576 192 72 36 411

Referencia: ANSI/IEEE STD 242-1986

146


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Tabla 4.5 Corrientes a rotor bloqueado para la selección de medios de desconexión y controladores de motores de corriente alterna Corrientes a rotor bloqueado (amperes) 1 fase 2 ó 3 fases 116 V 230 V 116 V 200 V 230 V 460 V 575 V 58.8 29.4 24 18.8 12 6 4.8 82.8 41.4 33.6 19.3 16.8 8.4 6.6 96 48 43.2 24.8 21.6 10.8 8.4 120 60 62 35.9 31.2 15.6 12.6 144 72 81 46.9 40.8 20.4 16.2 204 102 66 58 26.8 23.4 336 168 105 91 45.6 36.6 480 240 152 132 66 54 600 300 193 168 84 66 290 252 126 102 373 324 162 132 469 408 204 162 552 480 240 192 718 624 312 246 897 780 390 312 1069 924 462 372 1326 1152 576 462 1711 1488 744 594 2153 1872 936 750 2484 2160 1080 864 312 2880 1440 1152

cp 1/2 3/4 1 1 1/2 2 3 5 7 1/2 10 15 20 25 30 40 50 60 75 100 125 150 200

Referencia: NEC-1993 Tabla 4.6 Factores de enfriamiento y temperatura, para transformadores de distribución Tipo Seco Sumergidos en aceite. Subestación secundaria

Sumergidos en aceite Subestación Primaria

kva Menor o igual 2500 Menor o igual a 2500 Menor a 500 Mayor a 500 Menor = 2000 Mayor a 2000 Menor = 2500

Enfriamiento Tipo AA FA OA

Factor 1.0 1.3 1.0

FA

1.0

FA

1.15

FA

1.25

OA

1.0

FA

1.33

FOA

1.67

147


Temperatura, grados centígrados Aumento Factor 153 1.0 55/65 65 55/65 65 55/65 65 55/65 65 55 55/65 55 55/65 55 55/65

1.12 1.0 1.12 1.0 1.12 1.0 1.12 1.0 1.0 1.12 1.0 1.12 1.0 1.12

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Referencia: NEC-1993 Tabla 4.7 Máximos ajustes de dispositivos de protección de corto circuito y falla a tierra para motores

Tipo de motor Una fase, todos los tipos, sin letra de código Todos los motores, síncronos y jaula de ardilla, polifásicos y monofásicos con arranque por resistencia o reactor y arranque a pleno voltaje: sin letra de código Letra de código, de la F a la V Letras de código, de la B a la E Letra de código A Todos los motores, síncronos y jaula de ardilla, de corriente a.c.; con arranque por autotransformador: no más de 30 Amperes, sin letra de código Más de 30 amperes, sin letra de código Letras de código, de la F a la V Letras de código, de la B a la E Letra de código A Jaula de ardilla, alta reactancia, no más de 30 amperes, sin letra de código Más de 30 amperes, sin letra de código Rotor devanado, sin letra de código Motores de corriente directa: no más de 50 CP, sin letra de código Más de 50 CP , sin letra de código

% De la corriente a plena carga Fusible Fusible de sin doble Interruptor Interruptor retardo elemento con con de de retardo unidad tiempo tiempo de tiempo instantánea inverso 300

175

700

250

300

175

700

250

300 250 150

175 175 150

700 700 700

250 200 150

250

175

700

200

200

175

700

200

250 200 150

175 175 150

700 700 700

200 200 150

250

175

700

250

200

175

700

200

150

150

700

150

150

150

250

150

150

150

175

150

Referencia: NEC-1993

148


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Tabla 4.8Transformadores mayores de 600 volts Rangos o ajustes máximos para dispositivos de sobrecorriente Primario Secundario mayor de 600 v mayor de 600 v 600 v o menor Rango del Impedancia Ajuste Rango Ajuste Rango fusible o del del del Del Del ajuste del transformador interruptor fusible interruptor Fusible interruptor No más de 6% 600% 300% 300% 250% 125% Más de 6% y No más de 10% 400% 300% 250% 225% 125% Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985

Tabla 4.9 Transformadores mayores de 600 volts en lugares supervisados Rangos o ajustes máximos para dispositivos de sobrecorriente Primario Secundario Mayor de 600 v Mayor de 600 v 600 v ó menor Rango del Rango Ajuste Rango Impedancia del Ajuste del fusible del Del Del tranformador interruptor O ajuste del fusible interruptor Fusible Interruptor No más de 6% 600% 300% 300% 250% 250% Más de 6% y No más de 10% 400% 300% 250% 225% 250% Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985

Tabla 4.10 Kva de placa mínimos, para transformadores

CATEGORÍA

1 FASE

I 5-500 II 501-1667 III 1668-10000 IV Mayor a 10000 Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985

3 FASES 15-500 501-5000 5001-30000 Mayor a 30000

149


CURVAS DE DAÑO DE REFERENCIA. Fig. No. 4.8.9 Fig. No. 4.8.10 Fig. No. 4.8.11 Fig. No. 4.8.12

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4.7. DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN TRANSFORMADOR

TC X1

TC

H1

A

TC

TC X2

H2

X3

H3

B

TC

TC C

87

87 87

RELEVADOR DIFERENCIAL (a) CONEXIÓN DELTA

FASE A

(b) CONEXIÓN ESTRELLA

FASE B

FASE C

51

51

TC

(C) CONEXIÓN DELTA ABIERTA

Figura 4.1 Conexiones típicas de transformadores de corriente

150


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LADO DE LA FUENTE

TC

52-1 50 51 50G 49

87

86

TENSIÓN TENSIÓN MEDIA MEDIA 51G

63

R

RESISTENCIA

TC

51

52-2 TC

LADO DE LA CARGA

Figura 4.2 Protección mínima para transformadores de 7.5 mva´s y mayores, con interruptor de potencia en el primario LADO DE LA FUENTE

FUSIBLE LIMITADOR DE CORRIENTE 49 TENSIÓN TENSIÓN MEDIA MEDIA 87

63 TC

51 52

TC

LADO DE LA CARGA

Figura 4.3 Protección mínima para transformadores de potencia, a tensión media, mayores, a 1500 kva y menores a 7.5 mva 151


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NOTA: Los relevadores 63 y 87 deben utilizarse para protección de transformadores con capacidades de 500 kVA y mayores; y en forma opcional el 63, para transformadores de 500 kVA en adelante. LADO DE LA FUENTE

FUSIBLE TENSIÓN BAJA MEDIA TENSIÓN INTERRUPTOR ELECTROMAGNÉTICO

LADO DE LA CARGA

Figura 4.4 Protección para transformadores de distribución, en el rango de 500 a 1500 kva LADO DE LA FUENTE

INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO BAJA TENSIÓN

*

BAJA TENSIÓN

INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO

LADO DE LA CARGA

*El interruptor termomagnético, en el lado secundario, puede omitirse Figura 4.5 Protección para transformadores de servicios auxiliares, menores a 500 kva

152


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LADO DE LA FUENTE FU

TP

27 47

52

TC

49

50 51

TC 50 GS

TC

M

Figura 4.6 Protección de motores de inducción menores a 1500 cp, con interruptor de potencia Nota: Para los esquemas presentados, la posición de las clavijas de conexión para los interruptores removibles, dependera de los equipos y accesorios conectados a ellos. LADO DE LA FUENTE

TP

27 47

TC 87

52

49

TC

50 51

TC 50 51

TC

46

TC

TC

M

Figura 4.7 Protección de motores de inducción de 1500 cp y mayores

153


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FUSIBLE 27

TC

49

50 GS

TC 51

TC

M

Figura 4.8 Protección de motores de inducción con combinación arrancadorfusible y menores de 1500 cp LADO DE LA FUENTE

INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO

ELEMENTO TÉRMICO

M

Figura 4.9 Protección de motores de inducción con combinación arrancadorinterruptor termomagnético de 200 cp y menores

154


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ALIMENTACION 52

50 51

TC 50 GS

TC

Figura 4.10 Protección del alimentador principal en tensión media

155


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4.8. CURVAS Y GRÁFICAS

Gráfica 4.1 Características corriente-tiempo de los fusibles Referencia: Información del fabricante

156


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Ejemplo: En el punto I”k = 10 KA rmc. El fusible de 25 A limita el valor pico del corto circuito de Is = 1.8 x (2x)1/2 10 kA=26 kApv. Hasta una corriente de interrupción de ID = kApv. El diagrama muestra la máxima corriente de interrupción ID posible sobre la corriente de corto circuito.

Gráfica 4.2 Corriente máxima de interrupción cobre la corriente de corto circuito de fusibles limitadores de corriente de media tensión Referencia: Información del fabricante

157


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1000 9000 8000 7000 6000 5000 4000

70 A

2 Y 3 POLOS

1000 9000 8000 7000 6000 5000 4000

3000

3000

2000

2000

100 900 800 700 600 500 400

100 900 800 700 600 500 400

300

300

200

200

10 90 80 70 60 50 40

10 90 80 70 60 50 40

30

30

20

20

1 9 8 7 6 5 4

1 9 8 7 6 5 4

3

3

2

2

1 .9 .8 .7 .6 .5 .4

.9 .8 .7 .6 .5 .4

.3

.3

.2

.2

. .09 .08 .07 .06 .05 .04

. .09 .08 .07 .06 .05 .04

.03

.03

.02

.02

.0 .009 .008 .007 .5.6.7.8.9 1

2

3 4 5 6 789 1

20 30 405060 80 70 90 10

.0 .009 .008 .007 .5.6.7.8.91

100 A

2

2 Y 3 POLOS

3 4 5 6 789 1

20 30 405060 80 10 70 90

Gráfica 4.3 Curva característica de disparo de un interruptor termomagnético Referencia: Información del Fabricante

158


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Gráfica 4.4 Curvas típicas de tiempo-corriente para relevadores de tiempo muy inverso (Referencia: ANSI/IEEE STD 242-1986)

159


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Figura 4.5 Curvas de excitación en el secundario para varias relaciones de transformación de un transformador especifico de corriente (Referenci: ANSI/IEE STD 242-1986)

160


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RELEVADOR No. 2

T (S)

0.355 S. No. 1

RELEVADOR No. 1 MARGEN DE TIEMPO

I (AMP)

Gráfica 4.6 Margen de tiempo entre relevadores de tiempo inverso T (S) FUSIBLE RELEVADOR

MINIMO MELTING TIME

MARGEN DE TIEMPO 0.1 S.

TOTAL CLEARING TIME

I (AMP)

Gráfica 4.7 Margen de tiempo mínimo entrefusible -relevador (Referencia: información del fabricante) T (S)

t2 t1

I (AMP)

Gráfica 4.8

I Curva

tiempo - corriente

(Referencia: información del fabricante)

161


Regresar

Tiempo (segundos) 10 000

10 000 5000

5000

2000

2000

1000

1000

500

500

200

200

100

100

50

50

20

20

10

10

5

5

2

2

1

1

0.5

0.5

0.2

0.2

0.1

2

5

10

20

50

Corriente base a tiempo normal

Gráfica 4.9 Curva de daño de transformadores categoría (Referencia: ANSI/IEEE STD-242-1986)

162


0.1

Regresar

Tiempo (segundos)


10 000 5000

5000

2000

2000

1000

1000

500

500

200

200

100

100

50

50

20

20

10

10

5

5

2

2

12 10876 5 4

1

1 0.5

0.5

0.2

0.2

0.1

2

5

10

20

2

50

5

10

20

50

Corriente base a tiempo normal

Gráfica 4.10 Curva de daño de transformadores Categoría ii (Referencia: ANSI/IEEE STD-242-1986)

163


0.1

Regresar

Tiempo (segundos)


10 000 5000

5000

2000

2000

1000

1000

500

500

200

200

100

100

50

50

20

20

10

10

5

5

2

2

12 10 876 54

1

1

0.5

0.5

0.2

0.2

0.1

2

5

10

20

2 50 10 20 5 Corriente base a tiempo normal

50

Gráfica 4.11 Curva de daño de transformadores categoría iii (Referencia: ANSI/IEEE STD-242-1986)

164


0.1

Regresar

Tiempo (segundos)


10 000 5000

5000

2000

2000

1000

1000

500

500

200

200

100

100

50

50

20

20

10

10

5

5

2

2

12 10 876 54

1

1 0.5

0.5

0.2

0.2

0.1

2

5

10

20

50

Corriente base a tiempo normal Gráfica 4.12 Curva de daño de transformadores Categoría IV (Referencia: ANSI/IEEE STD-242-1986)

165


0.1

Regresar

T (S)

T (S) 4 50

50

t3

4

3 t2 = K/I

I2 t

5

I1

t = 1250 Z pu

2

I (Múltiplos)

2

2

t2 1

2

1/ ZPU

1

5

I (Múltiplos)

CATEGORIA II,IIIy IV

CATEGORIA I

Gráfica 4.13 Construcción de la curva de daño para transformadores

166


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Gráfica 4.14 Caracteristicas de tiempo corriente de ampector (Referencia: Información del fabricante)

167


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4.9. EJEMPLO DE APLICACIÓN Para mostrar el procedimiento de un estudio de coordinación de dispositivos de sobrecorriente, en sistemas de potencia industriales, se ha seleccionado, el diagrama unifilar, figura 4.11. La figura 4.11, muestra, los dispositivos de protección de diversos fabricantes de fusibles, relevadores, e interruptores de bajo voltaje, cuyas características se indican a continuación, suidas del desarrollo, para determinar los ajustes y valores necesarios de la coordinación de protecciones eléctricas. Relación de dispositivos de protección, utilizados en el estudio de coordinación del diagrama unifilar simplificado, de la figura 4.11. a) Interruptor termomagnético, de 100 A, marco 100 A, alta capacidad interruptiva b) Interruptor electromagnético, con sensor tipo DS-208, marco 800 A, corriente nominal 600 A, con unidad de disparo de estado sólido c) Interruptor electromagnético, marca Square'D con sensor tipo DS-416, 1600 A, corriente nominal 1200A, con unidad de disparo de estado sólido

marco

d) Relevador de sobrecorriente, de estado sólido, con unidad instantánea y unidad de sobrecarga 50/51 con un rango de múltiplos de TAP de 2-20 veces rango de ajuste (0.5-2.5) In, rango de operación en tiempo 0.05 - 300 s. rango del time dial 0.05-1.0 e) Idem al dispositivo del inciso “d”, pero sólo con unidad de sobrecarga, 51 f) Fusible de potencia, limitador de corriente, de 100 A, en 34.5 kV Selección de la escala de corrientes Considere el primer dispositivo, del diagrama unifilar, figura 4.11

I =100A, 480V. n El voltaje base es: Vb = 4.16 kV V 480 IR = n In = 100 = 11.5 A Vb 4160

Im = 5 A ∴

IR >

Im

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

168


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ICCMÁX =

IR =

500X1000 34.5

3

= 8367.4 A

Vn 34.5 ICCMÁX = X 8367.4 A Vb 4.16

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

Im

El voltaje base Vb = 4.16 kV, cumple con las dos condiciones de la escala de corrientes. Considere, el diagrama unifilar simplificado que muestra los dispositivos de protección de la ruta de coordinación. El dispositivo de protección “a”, es un interruptor termomagnético de 100 A, el cual es trazado en la gráfica de coordinación, utilizando su curva característica para obtener los siguientes valores: K = (0.48/4.16)=0.1154, Tiempo

I mul (multiplos)

(s)

Inferior

Superior

1000 600 150 10 4 2 1 0.7 0.016 0.010

1.05 1.15 1.150 3.90 5.90 7.90 8.90 8.90 8.90 8.90-100.0

1.4 1.5 2.05 6.0 9.3 14.0 17.0 18.0 18.0-100.0 -----------

In =100 A

(K × IMUL × In ) Amperes Inferior 12.12 13.30 17.31 45.01 68.10 91.20 102.71 102.71 102.71 102.71-1154

Amperes Superior 16.20 17.31 23.70 69.24 107.32 161.56 196.20 207.72 207.72-1154 -----------

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

169


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Para determinar los ajustes de este interruptor, considere lo siguiente: a) La corriente máxima demandada por la carga (Ipc ) del alimentador, será el 80% de la ampacidad del conductor Ipc =545/1.25 = 436 A así; la corriente de disparo I d debe estar en el rango 428-545 A es decir: 436 < I d ≤ 545 A De la curva tiempo-corriente de la unidad de disparo, se selecciona el valor de ajuste de retardo largo (ARL) de 0.8 veces Is entonces, la corriente de disparo I d =(ARL) I s =(0.8)(600)= 480 A b) Ajuste de retardo corto (ARC) Para obtener este ajuste, se observa que la unidad magnética del dispositivo de protección “a” lado superior de la banda, es en corriente igual a: I=(18) (100)=1800 A Entonces:

IARC > 1800 A

De la curva de la unidad de disparo, figura 4.14. obtenemos ue un ARC=4 permite una corriente en retardo corto.

IARC = (ARC) (IS) = (4) (600)=2400 A c) Coordinando con el dispositivo anterior: La característica de ajuste de tiempo de retardo largo (ATRL) mínima será de 4 a 6 s. El ajuste de tiempo de retardo corto (ATRC), será de 0.18 s., para ATRC > 0.016 s. y 2.5 ARC. d) De la gráfica 4.9 de la unidad de disparo, se observa los límites de operación del dispositivo de protección:

± 10% del ARL - 10% del ARC, para límite inferior de la banda + 25% del ARC, para límite superior de la banda

170


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e) Aplicando los valores de los ajustes anteriores, en la gráfica de la unidad de disparo, obtenemos los siguientes valores, tiempo-múltiplos de corriente. TIEMPO (S) 1000 175 200 7 0.18 0.07

ARL (MÚLTIPLOS) Inferior Superior .72 .88 .72 .88 -

ATRL (MÚLTIPLOS) Inferior Superior .72 .88 3.6 4.5 -

ARC (MÚLTIPLOS) Inferior Superior 3.6 4.5 3.6 (4.5-10.9) (3.6-10) -

Para K = .1154, Is = 600 A. F c = K, Is = 69.24 A, multiplicando los múltiplos de corriente por, F c obtenemos: Tiempo (S) 1000 175 200 7 0.18 0.07

Arl (amperes) Inferior Superior 50 61 50 61 -

Atrl (amperes) Inferior Superior 50 61 249 312 -

Arc (amperes) Inferior Superior 249 312 249 312-692 249-692 -

El dispositivo de protección “c”, es un interruptor electromagnético que protege el lado secundario del transformador de 750 kVA. La corriente a plena carga, Ipc del transformador es:

IPC =

750 3

(.48)

= 902 A

IMAX = 1.25 Ipc =1.25 (902)≈1128 A entonces, la corriente de disparo I d , debe cumplir que: 902< I d <1128 A. De la tabla de valores disponibles para el sensor de corrientes, obtenemos: La corriente del sensor Is = 1200 A, con un marco de 1600 A. De la Gráfica 4.14 de la unidad de disparo, seleccionamos el ajuste ARL, al 80% de la capacidad del circuito, es decir: ARL = 0.8 I d = (ARL) ( Is ) = (0.8) (1200) = 960 A

171


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Coordinado con el dispositivo anterior

ARC =

(4) (600) ≈3 902

De la curva gráfica 4.14 de la unidad de disparo. Se observa que el ajuste mínimo en rtardo corto es: ARC = 4 Se considera el ajuste mínimo, para el retardo de tiempo largo, ATRL: ATRL = 4 s., 6 Is Coordinando en tiempo, el dispositivo anterior, el ajuste de retardo corto se selecciona en: ATRC=0.2 -0.33 s. A 2.5 ARC=2.5(4)=10 Con los valores de ajuste de este dispositivo obtenemos los puntos tiempo-corriente para gráficar este dispositivo. Tiempo (s) 1000 500 475 7.95 7.1 0.33 0.22

Arl (amperes) Inferior Superior 100 122 122 100 -

Atrl (amperes) Inferior Superior 100 499

122 623 -

Arc (amperes) Inferior Superior

499 499-1385

623 623-1385 -

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

IPC =

750 = 104 A 3 (4.16)

2) Siguiendo el procedimiento de la sección 4.5.3. calculamos la curva de daño del transformador: a) Utilizando la tabla 4.10 el transformador de 750 kVA, pertenece en la categoría No. II, por lo tanto utilizaremos la gráfica 4.10. b) De la gráfica 4.10 tenemos que: K = I2 t, para la máxima corriente de falla del 100%, t= 2 s. Entonces:

172


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K=

2 2

(Zpu )

=

2

(0.0575)

2

= 605

c) De la gráfica 4.13 obtenemos los valores de los siguientes puntos: Punto 1 t2=2s.;

I1 = Punto 2

t2 =

1 =17.4 múltiplo 0.0575

605 2 = 4 seg. ((.7)/(0.0575))

I2 =

7 =12.2 múltiplo 0.0575

Punto 3. De la gráfica 4.10 para una corriente I3 = 12.2 veces la corriente base, el tiempo T3= 7 s. Entonces; Los puntos de la curva de daño son: PUNTO 1 2 3 4

TIEMPO (s.) 2 4 7 50

IMUL (múltiplos) 17.4 12.2 12.2 5

I (amperes) 1810 1269 1269 520

3 La corriente de magnetización Inrush para el transformador de 750 kVA es: IINRUSH para t=0.1s.=8 Ipc =8 (104)=832 A. 4 Se considera los límites de ajuste de la protección, en el primario del transformador, que impone el NEC. En la tabla 4.7 obtenemos; que la corriente de disparo no debe exceder el 600% de la corriente a plena carga Ipc entonces: Ip < 624 A Coordinando con el dispositivo anterior, y permitiendo un margen de corriente del 16% entre las protecciones del primario y secundario del transformador. La corriente de disparo es: Ip = (4) (104) (1.16) ≈ 482 A

173


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

TAP =

ID 482 = = 8.033 A 60 60

TAP = 8 A

Multiplo de TAP =

Icc 12800(.1154) = = 3 para 0.35 s. IP 482

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

El time Dial = (0.35) ((3) 13.5

-1)

= 0.052

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

t=

0.702 Seg. Imul − 1

Imul

I = 480 Imul A.

t (s.) 0.702 0.176 0.117 0.078 0.037

2 5 7 10 20

I (AMP) 960 2400 3360 4800 9600

La unidad instantánea (10) del relevador, tendrá un ajuste para sensar la corriente de corto circuito máxima. Iccmá x = 1.6Iccsim = 1.6 (12800)

Iccmá x = 20480 A en 480 V Refiriendo la corriente I ccmá x a 4.16 kV I ccmáx

= 2363.4 A en 4.16 kV

El TAP de ajuste, de la unidad 50, es:

TAP =

5 (2363.4) = 39.4 A 300 TAP = 39 A

174


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El dispositivo de protección “e” es un relevador de sobrecorriente, 51, para protección térmica. Protege el lado secundario del transformador de 3750 kVA, Ζ=6%, 34.5/4.16 kV la relación del TC es 800/15. La corriente a plena carga IPC , es:

IPC =

3750 = 520 A 3 (4.16)

I c = 1.25 Ipc =1.25 (520) I c = 650 A El valor máximo de ajuste, sún NEC artículo 450-3, es 300% la corriente a plena carga Ipc Im á

x

= 3 IPC = 3(520) = 1560 A

La corriente de disparo ID debe estar dentro del rango de corrientes: 650 < ID < 1560 A Probamos: ID para = 800 A

800 =5 160 Coordinando con el relevador 51, anterior calculamos el Time Dial TAP =

ICC ID

Múltiplos de TAP

=

Múltiplos de TAP =

7700 = 9.625 800

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

t=

4.05 , curva muy inversa Imul − 1

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

175


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I = 800 IMUL

IMUL 2 5 7 10 20

I (AMP) 1600 4000 5600 8000 16000

T (S) 4.05 1.013 0.675 0.45 0.213

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

IPC =

3750 = 63 A. 3 (34.5)

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

Inf < 189 A

La corriente magnetizante inrush, Iinrush es:

Iinrush= 10 IPC = 630 A. referida a 4.16 kV; Iinrush = 5225 A, para 0.15 s. La curva de daño del transformador de 3750 kVA, se calcula considerando el procedimiento del punto No. 4.5.3.(5); así: El transformador pertenece a la categoría III De la gráfica 4.11.

K = I2t para el tiempo t = 2 s. al 100% de la corriente de corto circuito: 2 2 K= = = 556 2 2 (Zpu ) (106) De la gráfica 4.13 calculamos los 4 puntos de la curva de daño:

176


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Para el punto 1: t1= 2 s.

Imul=1/Zpu =1/0.06=16.7

Para el punto 2:

t2 =

K = (I2 )2

Imul2 =

556

((0.5)(16.7))

2

0.5 zpu

=

= 8 seg.

0.5 = 8.35 0.06

Para el punto 3: De la grafica 4.11, para categoría III, con el múltiplo de corriente Imul2 = Imul3 , leemos: t3 =19.6 s.,

Imul3 = 8.35

para el punto 4: t 4 =50 s.,

Imul4 =5.

Resumiendo los valores anteriores de la curva de daño: PUNTO 1 2 3 4

Tiempo (s.) 2 8 19.6 50

IMUL 16.7 8.35 8.35 5

I(AMP) 8726 4363 4363 2613

Trazando, el límite máximo de protección de 1567.5 A, referido a 4.16 kV, la corriente a plena carga 522.5 A, la corriente magnetizante inrush 5225 A, y la curva de daño en la hoja logarítmica de coordinación, consideramos un margen de tiempo de 0.2 s. entre el relevador anterior y la curva mínima multing time, graficando la curva del fusible abajo de la curva de daño y por arriba del punto de magnetización inrush. Los valores tiempo-corriente del fusible seleccionado son los siguientes, gráfica 4.1 K = 8.293;

Ic = KI

177


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t (s.) 1000 500 100 50 20 10 5 2 1 0.2 0.03 0.01

I (AMP) 189 200 240 260 300 350 400 500 610 1000 1900 3500

178


Ic (AMP) 1567 1659 1990 2156 2488 2903 3317 4147 5059 8293 15757 29026

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500 MVA cc

f

100 A FUSIBLE

Y

3750 KVA 34.5/4.16 KV Z=6%

300/5

(7.7 KA SIMCC)

e

51

4.16 KV

300/5 Y

50 d 51 750 KVA 4.16 KV/0.48 KV (12.8 KA simcc) Z=5.75% CURVA DANO 1200 A 1600 A

c

480V 16 400 AMP SIM cc

CONDUCTOR 400 MCM THWN 75 C

b

100 A

600 A 800 A 11000 AMP SIM cc

a

100 A TM

50

Figura 4.11 Diagrama unifilar simplificado

179


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4.10. BIBLIOGRAFÍA 1

ANSI/NFPA 70-1984 NATIONAL ELECTRICAL CODE

2 GUIDE FOR PROTECTIVE RELAYING APLICATIONS TO POWER TRANSFORMESRS, ANSI/IEEE STANDARD C37.91 - 1984 3 INDUSTRIAL POWER SYSTEMS HANDBOOK. D. BEEMAN. ED. MEGRAW HILL 4 APPLIED PROTECTIVE RELAYING. WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP. 1982 5 ANSI/IEEE Std 141-1986 IEEE RECOMMENDED PRACTICE FOR ELECTRICAL POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL ELECTRICAL POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS 6 IEEE RECOMENDED PRACTICE FOR PROTECTION AND COORDINATION OF INDUSTRIAL AND COMMERCIAL POWER SYSTEMS ANSI/IEEE STD. 2421986 7 ELECTRIC UTILITY ENGINEERING REFERENCE BOOK. DISTRIBUTION SYSTEMS WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP

VOL.

3

8 RECOMMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS. IEEE RED BOOK 9 CATÁLOGOS Y PUBLICACIONES DIVERSAS DE: FEDERAL PACIFIC ELECTRIC, S.A. DE C.V GENERAL ELECTRIC DE MÉXICO, S.A. 10 ELECTRICAL SYSTEM ANALYSIS FOR INDUSTRIAL PLANTS. IRWING LAZAR. EDITORIAL MC GRAW-HILL, PRIMERA EDICIÓN, 1980 11 WEST D.J. CURRENT TRANSFORMER APPLICATION GUIDELINES. CONFERENCE RECORD IEEE IAS 1977 Annual meeting PP 110 - 126 12 ZOCHOLL, S.E. SOLID STATE OVERCURRENT RELAY WITH CONVENTIONAL TIME CURRENT CURVES. IEEE PES WINTER MEETING, NEW YORK, 1972 PAPER C 72-042-5 13 ANSI C 37.46-1981, AMERICAN NATIONAL STANDAR SPECIFICATIONS FOR POWER FUS C-S AND FUSE DISCONNECTING SWITHCES 14 ANSI CK37.47-1981 AMERICAN NATIONAL STANDARD SPECIFICATIONS FOR DISTRIBUTION FUSE DISCONNECTING SWITHCES, FUSE SUPPORTS, AND CURRENT LIMITING FUSES

180


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15

ANSI/UL 198E-1982, SAFETY STANDAR FOR CLASS R FUSES

16

NEMA ABV1-1975, MOLDED-CASE CIRCUIT BREAKERS

17

NEMA SG-3 1981, LOW- VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKERS

18

ANSI/IEEE C37.96-1976, IEEE GUIDE FOR AC MOTOR PROTECTIONS

19 ANSI/IEEE C57.109-1985, IEEE THROUGHFAULT-CURRENT DURATION

181


GUIDE

FOR

TRANSFORMER

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CONTENIDO 5 SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS ......................................................... 183 5.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 183 5.2. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS .......... 183 5.2.1. Características del terreno ............................................................................ 183 5.2.2. Corriente máxima de falla a tierra ................................................................. 183 5.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras ......................................... 184 5.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras............................................................ 184 5.2.5. Número de electrodos requeridos ................................................................. 185 5.2.6. Longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras....................... 186 5.2.7. Resistencia de la red de tierras ..................................................................... 187 5.2.8. Cálculo del máximo aumento de potencial en la red de tierras ..................... 188 5.2.9. Cálculo de potenciales tolerables .................................................................. 188 5.2.10. Cálculo de potenciales probables................................................................ 188 5.2.11. Condiciones de seguridad ........................................................................... 188 5.3. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS .................................... 189 5.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipo................................................................................................................... 189 5.3.2. Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de un sistema de corriente alterna .................................................................................... 189 5.3.3. Formas de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible............................................................................................................... 189 5.4. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETA O PUNTA) ............................................................................................................... 189 5.4.1. Datos necesarios para el cálculo................................................................... 189 5.4.2. Zona de protección........................................................................................ 190 5.4.3. Condición de seguridad................................................................................. 191 5.5. EJEMPLOS DE APLICACIÓN.......................................................................... 191 5.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos ...................................................... 191 5.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos........................................................... 195 5.6. TABLAS............................................................................................................ 195 5.7. FIGURAS ......................................................................................................... 198 5.8. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................ 199


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5 SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS 5.1. INTRODUCCIÓN En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones mínimas para el diseño de un sistema de tierras y protección por pararrayos. 5.2. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS El diseño adecuado de un sistema de tierras debe cumplir con lo siguiente: a) Proporcionar un circuito adecuado de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes de tierra, ya sea debidas a una falla a tierra del sistema, o a la operación de un apartarrayos. b) Evitar que durante la circulación de corrientes de falla a tierra puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la instalación (ya sea sobre el piso o con respecto a partes métalicas puestas a tierra) que puedan ser peligrosas para el personal, considerando que las tensiones tolerables para el cuerpo humano deben ser mayores que las tensiones resultantes en la malla. c) Facilitar la operación de los dispositivos de protección adecuados, para la eliminación de falla a tierra. d) Proporcionar mayor confiabilidad y seguridad al servicio eléctrico. e) Evitar la aparición de potencial en el neutro del sistema en estrella aterrizado. Para satisfacer estos requisitos el cálculo del sistema de tierras puede resumirse al siguiente procedimiento: 5.2.1. Características del terreno Para iniciar el diseño del sistema de tierras, primeramente se debe solicitar a la especialidad correspondiente las características físicas y químicas del terreno: composición química, humedad, temperatura ambiente, resistividad ohmica, resistividad ohmica superficial; para diferentes épocas del año, principalmente en época de estiaje. De no poder realizar las mediciones de la resistividad, recurrir a la tabla 5.1. 5.2.2. Corriente máxima de falla a tierra Por algún método de cálculo de corto circuito obtener el valor máximo (valor eficaz) de corriente de falla a tierra (Io), considerar el tipo de falla más severo.

183


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El valor de la corriente de corto circuito se ve afectado por el factor de seguridad y el factor de decremento.

ICC = Io x F.D. x F.S. (Amperes)

(5.1)

donde: ICC = Corriente de circuito corto corregida en amperes Io = Corriente de corto circuito de falla a tierra en amperes F.D. = Factor de decremento F.S. = Factor de seguridad (utilizar un valor de 1.0 a 1.5 para considerar un futuro aumento de la corriente de falla a tierra) El valor del F.D. se puede obtener de la tabla 5.2 para ciertos valores de duración de falla. 5.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras El cálculo del calibre mínimo del conductor que constituye la red de tierra se determina con la expresión siguiente:

A=

I cc ⎛ Tm- Ta ⎞ +1⎟ ⎝ 234 + Ta ⎠

(CIRCULAR MILS)

(5.2)

log10⎜

33s donde: A ICC s Tm Ta

Sección transversal del conductor en circular mils Corriente corregida en amperes Tiempo en segundos, durante el cual circula la corriente de corto circuito Temperatura máxima permisible en el conector, en grados centígrados Temperatura ambiente, en grados centígrados

La temperatura máxima permisible en conectores es: Tm = 450°C (para conectores soldables) Tm = 250°C (para conectores mecánicos) En el artículo 2403 inciso c) de la NOM-001-SEMP-1994 se indica que en la subestación eléctrica el área de la sección transversal de los conductores mínima es 107.2 mm2 (4/0 AWG). 5.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras La red de tierras preliminar debe diseñarse tomando en cuenta las condiciones siguientes: a) El cable que forme el perímetro exterior de la malla, debe ser continuo de manera que encierre toda el área en que se encuentra el equipo de la subestación, con ello

184


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se evitan altas concentraciones de corriente y gradientes de potencial en el área y las terminales cercanas. b) La malla debe estar constituida por cables colocados paralela y perpendicularmente, con un espaciamiento adecuado a la resistividad del terreno y preferentemente formando retículas cuadradas. c) Los cables que forman la malla deben colocarse preferentemente a lo largo de las hileras de estructuras o equipo, para facilitar la conexión de los mismos. d) En cada cruce de conductores de la malla, éstos deben conectarse rígidamente entre sí y en los puntos adecuados conectarse a electrodos de tierra de 2.40 m de longitud mínima, clavados verticalmente. Donde sea posible, construir registros en los mismos puntos y como mínimo en los vértices de la malla. e) En subestaciones tipo pedestal, el sistema de tierra debe quedar confinado dentro del área que proyecta el equipo sobre el suelo. Nota: En las subestaciones tipo poste o pedestal se acepta como sistema de tierras la conexión del equipo a uno o más electrodos. La resistencia a tierra total debe cumplir con los valores indicados en el inciso 5.2.7. f) La red o malla de tierras debe estar enterrada, a una profundidad comprendida entre 0.30 a 1.0 m. 5.2.5. Número de electrodos requeridos La unión del conductor de la red de tierras al electrodo se deberá hacer con conectores del tipo mecánico o proceso de soldadura. El número de electrodos en la red de tierras se determina por la expresión siguiente: Nv = 0.6 Ar (5.3) donde: Nv = Número de varillas Ar = Área total de la malla propuesta en metros cuadrados Tipos de electrodos Se recomienda el uso de electrodos fabricados especialmente para la puesta a tierra, como se menciona en el inciso (a) siguiente, sin embargo si no se dispone de alguno de ellos se puede recurrir a otros medios de puesta a tierra, como se mencionan en los incisos de (b) a (e) siguientes; dependiendo de la importancia del servicio. a) Electrodos de acero con cubierta de cobre. b) Tubería metálica enterrada del sistema de agua potable.- Tubería metálica enterrada, con 3 m (10 pies) o más en contacto directo con la tierra.

185


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c) Estructura metálica del inmueble.- La estructura metálica del inmueble, cuando este en contacto directo con la tierra. d) Electrodo empotrado en concreto.- Un electrodo es aceptable si está formado por lo menos de 6 m (20 pies) de una o más barras o varillas de acero reforzado de no menos de 1.25 cm (1/2 pulgada) de diámetro; o consistente en una barra desnuda de cobre de al menos 6 m (20 pies) de longitud y de sección transversal de 21.15 mm² (4 AWG), embutido al menos 5 cm (2 pulgadas) dentro de una plancha o base de concreto directo con la tierra. e) Anillo de tierra.- Un anillo de tierra que consiste en un conductor de cobre desnudo, de sección transversal no menor de 33.6 mm² (2 AWG) de longitud no menor de 6 m (20 pies), enterrado en contacto directo con la tierra a una profundidad de 80 cm (2.5 pies) del nivel del terreno y que rodee al inmueble o estructura. Cuando no se disponga de alguno de los electrodos anteriormente indicados o que no cumplan con el valor de la resistencia de tierra, sobre todo en lugares donde el terreno es muy seco, arenoso, rocoso, se puede recurrir a los siguientes electrodos artificiales. a) Electrodos profundos b) Electrodos horizontales.- Consiste en instalar un conductor de cobre desnudo enterrado en forma horizontal a una profundidad que va de 50 cm (20 pulgadas) a 100 cm (40 pulgadas), de diferentes configuraciones, las más usuales son: ángulo recto, estrella, en cruz, en cuadro, etc. c) Electrodos químicos.- En este método se modifica el medio que rodea al electrodo, bajando la resistividad del suelo, los más recomendables son: 1) 2) 3)

Bentonita Carbón mineral (coque) Otros. Existen otros electrodos químicos que dan resultados satisfactorios, pero que por tener patente, se consiguen en ciertas casas comerciales.

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

L =

K m K i ρ I cc t 116 + 0.17 ρ s

(m )

(5.4)

donde: L = Longitud mínima requerida en la red de tierras, en metros Km = Coeficiente que toma en cuenta el número de conductores paralelos "n", su diámetro "d", profundidad de instalación "h" y espaciamiento entre los mismos "D".

186


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Km =

1 D2 1 + ln {(3 / 4)(5 / 6)(7 / 8)....} ln 2π 16hd π

(5.5)

La cantidad de factores entre paréntesis en el 2o. término es el número de conductores en paralelo "n" menos dos. Para el valor "d" utilice el área que se calculó en el punto 5.2.3 y catálogos de fabricante o ver tabla 5.3. Ki = Factor de corrección por irregularidad. Ki = 0.65+0.172 n n = Número de conductores en paralelo en una dirección que forman la malla ρ = Resistividad promedio del terreno en Ω-m t = Máxima duración del choque en segundos. Para efectos de cálculo en este procedimiento considere t=s ρS = Resistividad superficial del terreno en Ω-m Para poder proseguir con el cálculo de la red es necesario que se cumpla la siguiente comparación. L < Lprop (5.5) donde: Lprop = Longitud del conductor de la malla propuesta L = Longitud mínima requerida en la red de tierras 5.2.7. Resistencia de la red de tierras La resistencia de la red de tierras se determina por la fórmula siguiente:

R =

ρ

4r

+

ρ

L

Ω

(5.6)

donde: R = Resistencia de la red de tierras, en ohms ρ = Resistividad ohmica del terreno, en ohms-metro r = Radio de una placa circular equivalente, cuya área es la misma que la ocupada por la malla real de tierras, en metros L = Longitud total de los conductores del sistema de tierras, en metros La resistencia eléctrica total del sistema de tierra debe conservarse en un valor (incluyendo todos los elementos que forman el sistema) menor a: 25 Ω para subestaciones hasta 250 kVA y 34.5 kV, 10 Ω en subestaciones mayores de 250 kVA y hasta 34.5 kV y de 5 Ω en subestaciones que operen con tensiones mayores a 34.5 kV. Para terrenos con resistividad mayor a 3000Ω-m, se permite que los valores anteriores de resistencia de tierra sean el doble para cada caso.

187


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5.2.8. Cálculo del máximo aumento de potencial en la red de tierras Desarrollar la fórmula siguiente: E = Icc x R (Volts) donde: E = máximo aumento de potencial en la red, en volts 5.2.9. Cálculo de potenciales tolerables Desarrollar las fórmulas siguientes: 116 + 07 . ρS Ep = t

(5.7)

(Volts)

(5.8) Ec =

. ρS 116 + 017 t

(Volts)

donde: Ep = Potencial de paso tolerable en volts Ec = Potencial de contacto tolerable en volts 5.2.10. Cálculo de potenciales probables Desarrollar las fórmulas siguientes: I Epr = KsKiρ cc (Volts) Lprop (5.9) I Em = KmKiρ cc (Volts) L prop donde: Epr = Potencial de paso en la red, en volts Em = Potencial de malla Ks = Coeficiente que toma en cuenta la geometría de la red, diámetro del conductor "d", profundidad de instalación "h" y el espaciamiento entre los mismos "D"

Ks =

1 ⎡ 1 1 1 1 ⎤ + + + +......etc⎥ ⎢ π ⎣ 2h D +h 2D 3D ⎦

(5.10)

El total de términos dentro del paréntesis es igual al número de conductores en paralelo de la malla. 5.2.11. Condiciones de seguridad Para que la malla propuesta sea aceptada debe cumplir con la siguiente comparación. Epr < Ep Em < Ec

188


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5.3. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS 5.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipo El calibre del conductor de cobre o aluminio para la puesta a tierra de equipos y canalizaciones deberá cumplir con lo indicado en la tabla 5.4. 5.3.2. Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de un sistema de corriente alterna El área del conductor del electrodo de puesta a tierra en un sistema de corriente alterna no debe ser menor que el indicado en la tabla 5.5. 5.3.3. Formas de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible La forma de conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible se realiza en función de las características físicas y de instalación del mismo. A continuación se presentan tres guías típicas de la conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible. 1) Cuando la envoltura del pozo es metálica y el elemento motor-bomba se encuentra a una profundidad mayor de 6 metros es puesta a tierra de acuerdo con la figura 5.1(a). 2) Si la envoltura del pozo es de plástico o las terminales del motor se encuentran a más de 6 metros de profundidad, la conexión de puesta a tierra se ilustra en la figura 5.1(b). Si la bomba se encuentra aislada eléctricamente del motor, la conexión se realiza como se indica en la figura 5.1(c). 3) Si la envoltura del pozo no es metálica o las terminales del motor se encuentra a más de 6 metros de profundidad y la tubería de producción no es de metal, la forma de conexión se indica en la figura 5.1(d). 5.4. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETA O PUNTA) 5.4.1. Datos necesarios para el cálculo Para el cálculo de pararrayos es necesario considerar lo siguiente: Altura del objeto bajo protección contra descargas atmosféricas (h0) Altura de la estructura (he) Altura del pararrayos (hp) Distancia máxima horizontal al objeto por proteger (dh)

189


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pararrayos

hp

θ

he

objeto bajo protección

X

estructura ho

d

suelo

h

Figura 5.1 Pararrayos Tipo Bayoneta o punta 5.4.2. Zona de protección La zona de protección que brinda un pararrayos contra descargas atmosféricas se determina por medio de las siguientes fórmulas: X = y tg Θ

(m)

(5.11)

donde: X : Distancia máxima horizontal de protección a la altura del objeto, en metros y : Altura efectiva sobre el plano de protección, en metros y= he + hp - ho

(5.12)

Θ = Ángulo de protección medida con relación al eje del pararrayos en grados Los valores que toma Θ son: Θ = 30°; Para pararrayos aislados y Θ = 45°; Cuando la distancia entre estructuras y la altura de las mismas es tal que las zonas para protección obtenidas por los pararrayos se cortan sobre el plano de los objetos por proteger.

190


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5.4.3. Condición de seguridad dh < X

(5.13)

5.5. EJEMPLOS DE APLICACIÓN 5.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos Se desea hacer el cálculo de una red de tierras para una subestación eléctrica que tiene los datos siguientes: Capacidad = 500 KVA Tensión en alta tensión = 34.5 k V Tensión en baja tensión = 4.16 kV Temperatura ambiente (Ta) = 35°C Corriente de corto circuito(If = Io) = 15000 A Resistividad del terreno ( ρ ) = 250 Ω.m Resistividad superficial del terreno ( ρs ) = 3000 Ω-m Tiempo de duración de la falla (ts) = 0.066 seg. = 4 ciclos Temperatura máxima del conector (Tm) = 450°C Longitud de la varilla = 2.5 m 1o. Corriente máxima eficaz de falla a tierra ICC = IO × F.D.×F.S. ICC = 15000 × 1.40 × 1.25 = 26250 A

2o. Calibre mínimo del conductor A =

A=

ICC = ⎛ Tm − Ta ⎞ log ⎜ + 1⎟ 10 ⎝ 234 + Ta ⎠ 33s 26250

⎛ 450 − 35 ⎞ log10 ⎜ + 1⎟ ⎝ 234 + 35 ⎠ 33× 0.066

= 60851.024 CM

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

191


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3o. Malla propuesta

120 m

120 m

Ar= 120x120 m2 n = 21 D=6m h = 0.8 m Longitud del conductor Conductores horizontales = 2520 m Conductores verticales = 2520 m total = 5040 m 4o. Número de electrodos Nv = 0.6 Ar Nv = 0.6 (120x120) = 72

5o. Longitud del conductor requerido

L =

KmKi ρ ICC t 116 + 0.17 ρs

⎛ D2 ⎞ 1 ⎞ ⎛ 3 5 7 9 11 1 × ×....⎟ Km = ln ⎜ ⎟ + ln ⎜ × × × ⎠ ⎝ 4 6 8 10 12 2π ⎝ 16 × h ⋅ d ⎠ π

192


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⎛3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 ⎞ ⎜ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅⎟ 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 ⎟ ⎞ 1 ⎜ 1 ⎛ 36 ⎜ ⎟ + ln ⎜ Km= ln ⎟ 3 2π ⎝16 × 0.8 × 11.684 × 10 ⎠ π ⎜23 25 27 29 31 33 35 37 39 ⎟ ⎜ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎟ ⎝24 26 28 30 32 34 36 38 40 ⎠

Km = 0.4324 Ki = 0.65+0.172n Ki = 0.65+0.172(21) Ki = 4.262 Por lo tanto: L =

0.4324 × 4.262 × 250 × 26250 × 0.066 116 + 0.17 (3000)

L = 4963.2492 m

Condición para seguir con el cálculo L < Lprop Lprop = (No. cond. verticales x long.) + (No. de cond. horizontal x long) + (Nv x long) Lprop = (21 x120) + (21 x120) + (72 x 2.5) Lprop = 5220 m 4963.2492 < 5220 m 6o. Resistencia de la red

R =

r =

R =

ρ 4r A

π

+

=

ρ L (120x120)

π

= 6770 .

250 250 + = 0.971 Ω 4(67.70) 5220

7o. Máximo aumento de potencial en la red E = Icc x R E = 26250 x 0.971 E = 25488.75 V

193


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8o. Potenciales tolerables 116 + 0.7 ρS Ep = t

Ec =

116 + 0.17

Ks =

ρS

t

9o. Potenciales probables I Epr = Ks Kiρ L 1 ⎛ 1 ⎜ Ks = π ⎝ 2h

116 + 0.7 (3000)

=

+

0.066

=

116 + 0.17 (3000) 0.066

= 8625.768 V

= 2436.7 V

⎞ 1 1 1 + + + . . . ⎟ ⎠ D +h 2D 3D

1 ⎛ 1 1 1 1 1 1 ⎜ + + + + + + 6x0.8 2x6 3x6 4x6 5x6 π ⎝ 2x0.8 1 1 1 1 1 1 + + + + + + 6x6 7x6 8x6 9x6 10x6 11x6 1 1 1 1 1 + + + + + + 12x6 13x6 14x6 15x6 16x6

+

+

1 1 1 1 + + + 17x6 18x6 19x6 20x6

⎞ ⎟ = 0.4031 ⎠

⎛ 26250 ⎞ ⎟ = 2159.85 V ∴ Epr = 0.4031 x 4.262 x 250 x ⎜ ⎝ 5220 ⎠ I Em = Km Ki ρ L ⎛ 26250 ⎞ ⎟ = 2316.85 V Em = 0.4324 x 4.262 x 250 x ⎜ ⎝ 5220 ⎠ 10o. Verificar condiciones de seguridad Epr < Ep Em < Ec 2159.85 < 8625.768 2316.85 < 2436.7

194


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5.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos 1o. Datos hO = 5 m hC = 15 m hp = 1.2 m dh = 6 m Θ = 30º 2o. Zona de protección X= y tg Θ y = hc+hp-ho = 15+1.2-5 = 11.2 m X = 11.2 tg 30°C = 6.46 m 3o. Condición de seguridad 6 < 6.46 Por lo tanto la altura del pararrayos es la apropiada 5.6. TABLAS Tabla 5.1 Resistividad ohmica promedio del terreno TIPO DE SUELO Terreno húmedo o suelo orgánico Terreno de cultivo arcilloso Tierra arenosa húmeda Tierra arenosa seca Tierra con guijarros y cemento Suelo rocoso Roca compacta

RESISTIVIDAD OHMICA EN OHMS - METRO 10-15 10-100 200 1000 1000 3000 10000

(Referencia : ieee std 80-1986) Tabla 5.2 Valores del factor de decremento DURACIÓN DE LA FALLA s (seg) ciclos (60hz) 0.008 1/2 0.1 6 0.25 15 0.50 o más 30 o más

195


FACTOR DE DECREMENTO 1.65 1.25 1.1 1

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Para valores intermedios de duración de falla, los factores de decremento pueden ser obtenidos por interpolación. (Referencia: IEEE STD 80-1986) Tabla 5.3 Diámetro de conductores desnudos de cobre CALIBRE

DIÁMETRO NOMINAL

AWG

mm

Pulgs

4/0 3/0 2/0 1/0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

11.684 10.404 9.266 8.251 7.348 6.544 5.827 5.189 4.621 4.115 3.665 3.264 2.906 2.588 2.305 2.053 1.828 1.628 1.450 1.291 1.150 1.024 0.9116 0.8118 0.7229 0.6438 0.5733 0.5106 0.4547 0.4049 0.3606 0.3211 0.2859 0.2546 0.2268 0.2019 0.1798 0.1601

0.4600 0.4096 0.3648 0.3249 0.2893 0.2576 0.2294 0.2043 0.1819 0.1620 0.1443 0.1285 0.1144 0.1019 0.09074 0.08081 0.07196 0.06408 0.05707 0.05082 0.04526 0.04030 0.03589 0.03196 0.02846 0.02535 0.02257 0.02010 0.01790 0.01594 0.01420 0.01264 0.01126 0.01025 0.008928 0.007950 0.007080 0.006305

(Referencia: NOM-001-SEMP-1994)

196


SECCIÓN TRANSVERSAL circular mm² mils 107.20 211,600 85.03 167,800 67.43 133,100 53.48 105,500 42.41 83,690 33.63 66,370 27.67 52,640 21.15 41,740 16.77 33,100 13.30 26,250 10.55 20,820 8.366 16,510 6.634 13,090 5.261 10,380 4.172 8,234 3.309 6,530 2.624 5,178 2.081 4,107 1.650 3,257 1.309 2,583 1.038 2,048 0.8231 1,624 0.6527 1,288 0.5176 1,022 0.4105 810.1 0.3255 624.4 0.2582 509.5 0.2047 404.0 0.1624 320.4 0.1288 254.1 0.1021 201.5 0.08098 159.8 0.06422 126.7 0.05093 100.5 0.04039 79.70 0.03203 63.21 0.02540 50.13 0.02014 39.75

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Tabla 5.4 Sección transversal mínima de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipos Capacidad de ajuste del dispositivo Automático sobrecorriente ubicado antes del equipo, tubería, etc. NO MAYOR EN (AMPERES) 15 20 30 40 60 100 200 300 400 500 600 800 1000 1200 1600 2000 2500 3000 4000 5000 6000

Sección transversal Cobre (mm²) 2.082 3.307 5.260 5.260 5.260 8.367 13.30 21.15 27.67 33.62 42.41 53.48 67.43 85.01 107.2 126.7 177.3 202.7 253.4 354.7 405.4

Aluminio

(KCM) (AWG) 14 12 10 10 10 8 6 4 3 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0 250 350 400 500 700 800

(mm²) 3.307 5.260 8.367 8.367 8.367 13.30 21.15 33.62 42.41 53.48 67.43 85.01 107.2 126.7 177.3 202.7 304 304 405.4 612 612

(KCM) (AWG) 12 10 8 8 8 6 4 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0 250 350 400 600 600 800 1200 1200

(Referencia: NOM-001-SEMP-1994) Tabla 5.5 Conductor para electrodo de puesta a tierra en sistemas de corriente alterna Área de la sección transversal del conductor más grande de acometida o su equivalente para conductores en paralelo Cobre Aluminio mm² mm² hasta 33.62 hasta 53.48 más de 33.62 hasta más de 53.48 hasta 53.48 85.01 más de 53.48 hasta más de 85.01 hasta 85.01 126.7 más de 85.01 hasta más de 126.7 hasta 177.3 253.4 más de 177.3 hasta más de 253.4 hasta 304.0 456.0 más de 304.0 hasta más de 456.0 hasta 557.4 886.5 más de 557.4 más de 886.5

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

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Área de la sección transversal del conductor para electrodo de puesta a tierra Cobre mm² 8.367

Aluminio mm² 13.30

13.30

21.15

21.15

33.62

33.62

53.48

53.48

85.01

67.43

107.2

85.01

126.7

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5.7. FIGURAS

CONDUCTOR DE

CONDU CTOR DE

PUESTA A TIERRA

PUESTA A TIERRA

META L O PLÁSTICO

META L

FIG. (a)

FIG. (b)

CONDUCTOR DE CONDUCTOR DE

PUESTA A TIERRA

PUESTA A TIERRA

PLÁSTICO

CONDU CTOR DE CONEXIÓN

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN METAL

PLÁ STICO

METAL O PLÁSTICO

FIG. (c)

FIG. (d)

Figura 5.1 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible

198


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

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CONTENIDO 6. SISTEMAS DE CONTROL ................................................................................. 201 6.1. OBJETIVOS ..................................................................................................... 201 6.2. CONSIDERACIONES GENERALES................................................................ 201 6.3. EQUIPOS DE CONTROL................................................................................. 202 6.3.1 Generalidades ................................................................................................ 202 6.3.2 Equipos auxiliares de control.......................................................................... 202 6.4. DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL .......................................................... 209 6.5. DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO ...................................................... 212 6.6. EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL..................................................... 214 6.6.1 Arranque y paro de motor............................................................................... 214 6.6.2 Control de nivel en tanque elevado ................................................................ 214 6.6.3 Secuencia de arranque .................................................................................. 214 6.6.4 Transferencia ................................................................................................. 223 6.6.5 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua. ................................................................................................................................ 226 6.6.6 Control de nivel en varios tanques de almacenamiento ................................. 230 6.6.7 Control de alumbrado por fotocelda ............................................................... 230 6.6.8 Alarmas .......................................................................................................... 230 6.6.9 Control de retrolavado de filtros ..................................................................... 238 6.6.10 Circuito alternador (figuras 6.23 y 6.24) ....................................................... 243 6.7. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS................................................................... 246


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6. SISTEMAS DE CONTROL 6.1. OBJETIVOS a) Establecer en forma esquemática las bases para el desarrollo de instalaciones eléctricas de los sistemas de control de motores a través de los diagramas lógicos y de control eléctrico. b) Presentación y descripción en una forma práctica y sencilla de los componentes auxiliares para los sistemas de control de motores y de otras cargas que normalmente forman parte del sistema eléctrico de una estación de bombeo, planta de tratamiento de aguas, etc. 6.2. CONSIDERACIONES GENERALES El término Sistema de Control, se aplica al conjunto de elementos básicos de control, como son: arrancadores, contactores, controladores lógicos programables (PLC's), relevadores de control y auxiliares, estaciones de botones, instrumentos, etc., que interconectados en una forma adecuada, se utilizan para llevar acciones de gobierno, mando o regulación sobre un motor u otra carga eléctrica o la combinación de las mismas. La aplicación de estos controles a motores tiene como objeto principal realizar funciones como arranque/paro automático, alternación de operación automática, protección, inversión de giro, etc. Los sistemas de control se clasifican de la manera siguiente: a) Por su localización: - Local (junto al motor o "a pie de máquina"). - Remoto (en gabinete y/o en cuarto de control de motores, etc.) b) Por su modo operativo: - Manual - Semiautomático - Automático c) Por sus componentes de maniobra: - Electromecánicos - Electrónicos o estáticos d) Por su forma operativa: - Eléctricos - Electromagnético - Electromecánico - Mecánicos - Electrónicos - Estáticos - Combinación de dos o más de los citados 201


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6.3. EQUIPOS DE CONTROL 6.3.1 Generalidades El concepto de control, en el sentido correspondiente a este manual, comprende todos los métodos usados para garantizar la operación segura de un motor u otra carga eléctrica. Estos métodos abarcan desde la operación manual de arranque/paro, hasta la automatización completa, pero inevitablemente se hará uso de un dispositivo o equipo de control que normalmente recibe el nombre de controlador. El controlador puede estar integrado por equipos electromagnéticos o estáticos, de estado sólido o combinación de estos. Puede ser también en el caso de un motor, un arrancador con una estación de botones para operarlo en forma local o a control remoto; un dispositivo que lo arranque por pasos o invirtiendo su sentido de rotación o bien haciendo uso de las señales de las variables a controlar, como pueden ser temperatura, presión, nivel de un líquido, o cualquier otro cambio físico. Por simple o complejo que sea el sistema, siempre estará compuesto de un cierto número de componentes conectados entre sí para cumplir con un comportamiento determinado. El principio de operación de estos componentes es el mismo y su capacidad varía dependiendo del tamaño del motor que van a controlar. La selección adecuada de un controlador se determina en base a las características técnicas del motor o equipo eléctrico (potencia, amperes, volts, frecuencia, número de fases, etc.), ciclo de trabajo, tipo de carga mecánica y las condiciones de su instalación. Los principales tipos de controladores son los siguientes: a) Desconectadores b) Arrancadores manuales c) Interruptores termomagnéticos d) Arrancadores tipo tambor e) Contactores magnéticos f) Arrancadores estáticos g) Variadores de frecuencia 6.3.2 Equipos auxiliares de control Los equipos auxiliares de control proporcionan al controlador o a su sistema, las señales necesarias para efectuar maniobras de manera predeterminada. Algunos de ellos se mencionan a continuación.

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a) Estación de botones Una estación de botones es básicamente un desconectador de control en el que se activan dos o más contactos de forma momentánea o sostenida y pueden ser Normalmente Abiertos (NA) o Normalmente Cerrados (NC). En una instalación eléctrica se puede usar más de una estación de botones, de manera que se puede controlar un motor desde tantos puntos como estaciones se tengan y se diseñan para uso normal o pesado (cuando se usan con mucha frecuencia). b) Selectores Son dispositivos, que como su nombre lo indica, “seleccionan” la función y/o la forma como se debe realizar la operación eléctrica por el sistema de control o el propio controlador. Así pues, existen selectores “local-remoto”, “manual-automático”, “arrancar-parar”, “adelante-reversa”, etc. c) Relevadores térmicos y de aleación fusible Un relevador térmico, también conocido como relevador de sobrecarga (OL), es un dispositivo sensible a la temperatura, cuyos contactos abren cuando la corriente del motor excede a un límite preestablecido, debido a una sobrecarga o a fallas en el arranque. Para motores trifásicos se usan normalmente tres unidades (una por fase) en serie con el circuito de fuerza de motor y sus contactos operan en el circuito de control en serie con la bobina respectiva. Cuando se tienen motores de gran potencia se pueden usar estos dispositivos conectándolos a través de transformadores de corriente. Los relevadores térmicos son dispositivos de retardo de tiempo en forma inherente, debido a que la temperatura no puede seguir en forma instantánea a los cambios de la corriente. Existen relevadores del tipo aleación fusible que no se pueden graduar, pero que ofrecen una protección confiable contra sobrecarga. Los relevadores de sobrecarga se seleccionan en base a la corriente nominal de placa del motor, su factor de servicio y a la temperatura de operación, la cual es normalmente de 30ºC, (considerando que es la misma de la ubicación del controlador). En caso de que estas temperaturas sean diferentes se deben realizar ajustes de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

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d) Lámparas piloto o indicadoras Las lámparas piloto se usan como elementos auxiliares de señalización para indicar la condición de un componente remoto en un sistema de control. Por ejemplo: - Lámpara roja, sistema energizado - Lámpara verde, no energizado - Lámpara amarilla o ámbar condición anormal del sistema de control e) Relevadores electromagnéticos Son desconectadores electromagnéticos que se emplean como dispositivos auxiliares en los circuitos de control de arrancadores de motores grandes o directamente como arrancadores en motores pequeños. Cada relevador electromagnético abre y cierra un conjunto de contactos cuando su bobina se energiza. Los relevadores de control se usan por lo general en circuitos de baja potencia y pueden incluir relevadores de tiempo retardado que cierran y abren sus contactos en intervalos de tiempo definidos. Como alternativa a los relevadores electromagnéticos se tienen los estáticos, que a través de circuitos electrónicos realizan con ventajas las operaciones requeridas. f) Relevadores de control de tiempo Cuando en un sistema eléctrico se requiere controlar el tiempo de operación de un equipo, dar una cierta secuencia o cumplir con funciones a intervalos de tiempo, se usan los llamados “relevadores de control de tiempo” cuyo principio de operación se puede basar en la acción neumática, los de fluido amortiguador, los que usan motores eléctricos, del tipo estático, etc. Los dos primeros son elementos que operan en forma mecánica. Los relevadores de tiempo a base de un motor eléctrico (y levas ajustables) se usan en operaciones de control que son cíclicas. Los relevadores de tiempo del tipo estático controlan sus operaciones en base a un circuito integrador. g) Alternadores eléctricos Estos elementos son usados cuando se requiere en un sistema de control, el arranque y paro automático de dos o más motores (bombas) en forma alternada para un mismo servicio, por ejemplo, instaladas en un tanque común en donde uno será relevo del otro, o para operar ambas cuando la demanda exceda la capacidad de una de las dos unidades de bombeo, o simplemente para uniformizar el desgaste en cada una de ellas. Son empleados comúnmente en:

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- Suministro de agua potable a tanques o cárcamos - Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores - Dosificación de reactivos en plantas potabilizadoras 6.3.2.1 Instrumentación de control Se refiere a elementos que no son parte del control del motor, pero intervienen en la secuencia de su operación, proporcionando señales permisivas o condicionales, por ejemplo los siguientes: a) Interruptores de límite Su acción, depende de la posición de un dispositivo mecánico, sensible a distintos tipos de señales como son la dirección de rotación, posición, límite, etc. Se seleccionan de acuerdo a su tipo de instalación, voltaje, carga y ambiente de ubicación. b) Interruptores de nivel Son dispositivos de control que permiten abrir o cerrar un circuito eléctrico como resultado de un incremento o disminución en el nivel de líquido (agua) de un tanque, recipiente, sumidero o cárcamo. Los más comunmente usados en las instalaciones de distribución de agua potable, tratamiento y alcantarillado son: b.1) Tipo electrodo.- También conocido como sonda eléctrica, basa su funcionamiento en abrir y cerrar un circuito de control eléctrico siempre energizado. En su forma más simple consta de una sonda compuesta de un cable duplex con aislantes a prueba de agua, intemperie, luz solar y uso rudo que se enrolla y desenrolla en un tambor al subir o bajar el electrodo conectado en uno de sus extremos, al seguirse el cambio de nivel de agua clara dentro de un pozo. b.2) Tipo pera.- Por su diseño sencillo (no lleva partes movibles), construcción sellada y con materiales resistentes a sustancias corrosivas (mantenimiento prácticamente nulo), además de su bajo costo, este dispositivo está siendo ampliamento utilizado para detectar los niveles de agua clara o aguas negras en cualquier depósito, cárcamo o canal siempre y cuando exista poca turbulencia u oleaje sobre el espejo de agua. Constituido por una cubierta de PVC (pera), la cual es soportada por un cable conductor con aislante del mismo material, mantiene sellado el entorno del contacto eléctrico dado por una cápsula de mercurio que al variar su posición conforme el nivel del líquido llega al detector, cierra y abre un circuito eléctrico de control. b.3) Flotador.- Su uso más frecuente es para arrancar o parar equipos de bombeo hidráulico y su función principal es mantener un nivel de agua dentro de los valores límites (definidos por límite máximo y límite mínimo) en tanques de gran capacidad y

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cárcamos. Existen distintas versiones constructivas de estos interruptores, pero todos se basan en el mismo principio, que es la acción de un flotador sujeto desde la parte superior del recipiente o depósito por un cable, el cual mediante poleas, transmite su movimiento a un contrapeso que a su vez abre o cierra los contactos de un microinterruptor convirtiendo esta acción en una señal de mando sobre el dispositivo del circuito eléctrico de control respectivo c) Interruptor de presión Al igual que el elemento anterior, este convierte una acción de movimiento o de fuerza ejercida por la variación de la presión estática, dentro de la tubería o un recipiente cerrado, a una señal de mando sobre el correspondiente dispositivo del circuito eléctrico que finalmente actuará al equipo de control, manteniendo dicha variable dentro de los valores límites operacionales. Se diseñan de diferentes tipos dependiendo del rango de presión manejado. d) Interruptor por temperatura (elementos térmicos) Son elementos que básicamente emplean dispositivos bimetálicos, sondas de resistencia o termopares como sensores de temperatura, que accionan sobre grupos de contactos cuando se presentan cambios de esta variable dentro de los rangos fijados como límites del control. e) Interruptor detector de ruptura de bandas Se emplean en transportadores de sólidos o lodos en los cuales se desea detectar la ruptura de banda. Se conectan directamente a la flecha de la polea de cola del transportador, de tal forma que al dejar de girar se operan unos contactos, que provocan el paro del motor. Se seleccionan de acuerdo a su tipo de montaje, Volts, Amperes y ambiente de ubicación. f) Sensores de vibración Se emplean en motores, bombas y turbinas de gran potencia y están integrados por dispositivos que se instalan directamente en la flecha del equipo y que envían sus señales a amplificadores que a su vez accionan contactos auxiliares de alarma y paro. La selección adecuada de estos sistemas se hace en base a la amplitud máxima de vibración del equipo de acuerdo a datos del fabricante, el tipo de instalación de los sensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación.

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g) Tacómetros Detectan la velocidad de giro y se utilizan en motores, bombas y turbinas de gran tamaño. Pueden ser del tipo mecánico, centrífugo o electrónico. Dentro de estos últimos se emplean transductores que producen una señal analógica o digital proporcional a la velocidad. De acuerdo al tipo de transductor se tienen los tipos siguientes: - De corrientes parásitas - De corriente alterna - De corriente directa o dínamo - De frecuencia La selección adecuada de estos dispositivos se hace en base a la velocidad de giro nominal del equipo de acuerdo a datos de placa, el tipo de instalación de los sensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación. 6.3.2.2 Controlador lógico programable (PLC) El controlador lógico programable (plc), es un sistema electrónico computarizado que programado de manera adecuada puede realizar, con grandes ventajas técnicas y económicas, las maniobras de control y protección de un sistema. Normalmente, consiste de una unidad central de proceso y varios módulos de entradas y salidas, para manejar señales digitales o analógicas, que se instalan en bastidores soporte en un tablero diseñado para tal fin. Para un plc una entrada o salida digital, estará representada por la presencia o ausencia de voltaje en el punto de conexión correspondiente. En cambio una entrada o salida analógica corresponde a un valor dado en milivolts o microamperes. Por lo anterior, cuando el PLC debe mandar una señal de control a un dispositivo cuya corriente de operación excede la capacidad de su circuito de salida , se deben utilizar relevadores de interfase que tengan la capacidad suficiente. Esto no representa una desventaja frente a una de las principales características del PLC que es poder sustituir una gran cantidad de relevadores de secuencia. Para seleccionar un PLC, se debe especificar la cantidad de salidas y entradas, analógicas y digitales, la capacidad de memoria y el tipo de bastidor de montaje. Así como los equipos periféricos como el dispositivo de programación, de comunicación, etc. 6.3.2.3 Cables de control Los cables de control están formados por uno (monopolar) o por varios conductores con aislamiento individual y agrupados por una cubierta exterior para formar un solo

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conjunto multiconductor. El uso del cable multiconductor será opcional para las instalaciones de agua potable, saneamiento y alcantarillado. Los elementos que los integran se describen a continuación. a) Conductores. Calibre 14 AWG formados por hilos de cobre suave recocido o aluminio. b) Aislamiento (individual). Formado por compuestos termoplásticos o elastoméricos, capaces de trabajar a 600VCA max. a una temperatura de 95 ºC en ambiente seco y 75 ºC en ambiente húmedo. c) Pantalla metálica o blindaje (opcional). Formada por cintas o mallas de cobre sobre la cinta reunidora. Su función es la de evitar la inducción originada por sistemas de alta o baja tensión. Para evitarlos se pueden blindar adicionalmente en grupos o en pares. d) Cubierta exterior (en multiconductor). En general los cables de control llevan una cubierta para protegerlos contra daños de agentes externos como luz solar, humedad, ambientes corrosivos, etc. Para brindar una protección adicional contra la corrosión, se utiliza una cinta de 5 mm. de espesor de bronce bajo esta cubierta, esta cinta también brinda una protección contra roedores y termitas en cables directamente enterrados. 6.3.2.4 Métodos y prácticas para la limitación de voltajes inducidos Los métodos para limitar los transitorios inducidos en el cable de control son: 1) Diseñar adecuadamente las rutas de los cables de control y su protección, es decir, no juntarlos en las rutas de los cables de energía. 2) Mantener los voltajes transitorios en niveles inferiores al de falla del aislamiento de los cables (menor de 3 kV). Esto se puede lograr con un buen aterrizaje del equipo instalado. 3) Utilizar un blindaje en los cables que estén o pasen junto a cables de energía y en sistemas con una tensión al neutro superior a 150 kV y aterrizarlo en los dos extremos. Los materiales para el blindaje pueden ser: a) Cinta de cobre sobre el cable b) Conduit de cobre con juntas soldadas c) Conductor de cobre desnudo junto a los cables de control

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d) Cinta poliester con una capa de aluminio 4) El neutro de los transformadores de corriente o de los transformadores de potencial que va a tierra, debe conectarse en la caja de tableros. 5) Los cables secundarios de los transformadores de corriente o de potencial que salen de los equipos de alta tensión, deben correr lo más próximo posible a su conexión con la red de tierras, antes de continuar al edificio de tableros. 6) En todos lo cables de control de la zona de alta tensión debe evitarse que se formen mallas, o sea que el conductor de ida y el de regreso de cualquier circuito debe correr por la misma ruta y juntos. Si el cable de control es muy largo, se deberán poner a tierra puntos intermedios del blindaje, (cada 20 m. más o menos), para evitar tensiones inducidas elevadas en la pantalla durante los transitorios. 7) El tubo conduit de aluminio o de acero galvanizado tiene excelentes propiedades para el blindaje de conductores. 8) Los cables de control sin blindaje se pueden proteger en formas diferentes: a) Poniendo a tierra en sus dos extremos, conductores de reserva. b) Colocando tapas metálicas sobre la trinchera y conectando a tierra cada una de ellas. Estas tapas podrán ser de fierro o aluminio. c) Instalando en cada una de las paredes de las trincheras un cable de cobre desnudo de 4/0 AWG que se conectará a la red de tierras cada 20 m. 9) Para los casos de radio frecuencias del orden de mega hertz, se conectan a tierra los extremos de un capacitor de 0.1 micro-farad en las terminales de cada conductor del cable de control. 10) En el caso de subestaciones con bancos de capacitores de alta energía, los transitorios se tratarán de suprimir en fuente (interruptor) utilizando unas resistencias de 160 ohms que ya deben traer los interruptores correspondientes y además punteando a tierra, lo más cerca posible del edificio de tableros, a través de capacitores. 11) En los registros, los cables de control y protección deberán entrar en ángulo recto con los cables de energía de baja tensión. 6.4. DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL El propósito de estos diagramas es el de mostrar el desarrollo de la secuencia lógica de operación del sistema de control. Este tipo de diagramas, en cierta forma muestran la relación funcional que existe

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entre los elementos que intervienen dentro del sistema, pero no es un diagrama de conexiones. El desarrollo de la secuencia lógica del sistema de control es mostrada por medio de símbolos de compuertas lógicas “Y”, “O”, y “NO” y/o la combinación de estas, manejando señales lógicas 0 y 1 (ver figura 6.1A).

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Figura 6.1A Diagrama esquemático de control (Simbologia)

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6.5. DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO Estos diagramas también conocidos como diagramas de escalera se desarrollan con la finalidad de mostrar el arreglo de las conexiones e interconexiones físicas de todos los elementos que intervienen en el control de arranque/paro de los motores y otras cargas eléctricas de un sistema, mostrando la polaridad de alimentación, bornes de conexión y los elementos auxiliares. En cierta forma, también se muestra la secuencia en la cual se desarrollan las operaciones de control, por lo que algunos proveedores de PLC's los utilizan para su programación. La correcta estructuración de un diagrama de control debe considerar lo siguiente: - Simbología estandarizada (ver figura 6.1B). - Número de identificación para cada uno de los elementos integrantes el diagrama. Este número lo asigna el diseñador. - Número de identificación de cada uno de los puntos de conexión de los dispositivos de fuerza y control los cuales se obtienen de la información de fabricantes - Número de identificación de tablillas terminales en gabinete(s) - Identificación de cables de interconexión - En general, identificación de todos los puntos de conexión (en campo y en tableros)

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Figura 6.1B Diagrama lógico de control (Simbología)

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6.6. EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL A continuación se ejemplifica en forma descrita y/o esquemática, el funcionamiento de algunos sistemas de control básicos, con el objeto de complementar el conocimiento de la operación de los mismos. 6.6.1 Arranque y paro de motor (figuras 6.2 y 6.3) 6.6.2 Control de nivel en tanque elevado (figuras 6.4 y 6.5) Aplicación: Control del nivel de agua en un tanque elevado alimentado por un cárcamo o un pozo de extracción de agua. Secuencia de operación: El arranque del motor se inicia cuando el electronivel L1 envía la señal de alto nivel. Una vez iniciada la operación el motor dejará de operar hasta alcanzar el nivel del interruptor de nivel H, el cual enviará la señal de paro. El siguiente ciclo de operación se dará cuando el nivel de agua llegue al interruptor L1. 6.6.3 Secuencia de arranque (figuras 6.6, 6.7 y 6.8) Aplicación: Controlar la operación de dos o más motores de forma secuencia, a partir de una acción evitando el arranque simultáneo de motores. Secuencia de operación: Como ejemplo se tienen cuatro motores, de los cuales tres se arrancarán a través la secuencia 123, 234, 341 ó 412 y el cuarto se mantendrá de reserva. La tabla 1 de la figura 6-8 muestra la posición que se debe escoger en el selector para mantener una secuencia determinada. En esta misma figura, se aprecia en el circuito de control del motor, que existe otro selector para operar los motores en forma automática o manual, o para dejarlos fuera. La operación en forma manual depende de los botones de paro y arranque, mientras que la operación automática depende del circuito de secuencia. En el circuito de secuencia se observa lo siguiente: La posición de secuencia 123 en el selector, activa la bobina R.A., que cerrará sus contactos en el circuito del motor 1, del motor 2 y del motor 3. El circuito del motor 4 no tiene contactos R.A. y por lo tanto no arrancará. Al cerrar el contacto R.A., del 214


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circuito del motor 1, se activan las bobinas del relevado REM y su correspondiente relevado de tiempo RT1.

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Figura 6.2 Diagrama lógico de control: Arranque y paro de motor

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Figura 6.3 Diagrama esquemático de control: Arranque y paro de motor

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Figura 6.4 Diagrama de flujo: Control de nivel en tanque elevado

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Figura 6.5 Diagrama esquemático de control: arranque y paro de bomba para alimentación de un tanque elevado

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Figura 6.6 Diagrama de flujo: Secuencia de arranque (automático)

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Figura 6.7 Diagrama lógico de control: Secuencia de arranque

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Figura 6.8 Diagrama esquemático de control: Secuencia de arranque

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En este caso, el motor 1 arrancará inmediatamente, cuando los contactos M1 cierran. Después de un lapso de tiempo (que es determinado por RT1), se cierra el contacto RT1 del circuito del motor 2, energizando sus bobinas de tiempo y de arranque respectivas. De forma similar se arranca el motor 3, pero aunque cierre sus contactos RT3, no le es posible energizar a las bobinas RM4 y RT4 ya que los contactos RD, RB y RC están abiertos. De esta manera se tienen 3 motores con arranque secuencial y uno de reserva. 6.6.4 Transferencia (figuras 6.9 y 6.10) Aplicación: El Sistema de control consiste de dos partes principales: La primera es cuando la carga está conectada a la fuente normal con su circuito de control correspondiente; y la segunda, cuando dicha carga se transfiere a la fuente de emergencia condición en la cual, se usa el circuito de control para la condición anormal. Secuencia de operación: En condiciones de operación normal, la fuente alimenta al circuito de control correspondientes el cual energiza la bobina del relevador de transferencia (SE). manteniendo encendida la lámpara verde (fuente normal) y energizada la bobina del relevador de corte de carga normal (N) y éste cierra sus contactos para alimentar a la carga. Si ocurre una falla en la fuente normal, el circuito de control correspondiente queda desenergizado, conectando la carga a la fuente de emergencia, lo cual se indica al encenderse la lámpara roja (R). Cuando la fuente normal recupera sus condiciones de operación, su circuito de control toma el mando de nuevo y reestablece la alimentación. Se observa que existe un doble bloqueo para que no se produzcan corto circuitos o sobre voltajes al alimentar la carga, ya que hay un contacto SE el cual está abierto cuando la fuente normal funciona correctamente y además existe un bloqueo mecánico con los contactos del relevador de corte de carga de emergencia (E).

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Figura 6.9 Diagrama lógico de control: Transferencia

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Figura 6.10 Diagrama esquemático de control: Transferencia

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6.6.5 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua. (figuras 6.11, 6.12 y 6.13) Aplicación: Este tipo de sistemas de control se utilizan cuando se desea automatizar la operación remota de una bomba para extracción de agua con ciertas características y las debidas protecciones al motor de la misma. Secuencia de operación: La operación de ésta configuración depende de la posición del selector manualautomático. Cuando el selector está en posición manual el funcionamiento es el mismo que el indicado en las figuras 6.2 y 6.3 para el arranque de un motor. Si se posiciona al selector en modo automático, el motor funcionará mientras no baje el nivel del agua, mientras no disminuya la presión y también, mientras no varíe la calidad del agua.

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Figura 6.11 Diagrama de flujo: Operación de bomba por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua

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Figura 6.12 Diagrama lógico de control: Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua

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Figura 6.13 Diagrama esquemático de control: conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua

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6.6.6 Control de nivel en varios tanques de almacenamiento (figuras 6.14, 6.15 y 6.16). Aplicación: Controlar el nivel en varios tanques de almacenamiento, estando alimentados desde una cisterna o cárcamo mediante una bomba con motor eléctrico. El control de nivel se obtiene controlando el arranque/paro de la bomba. Se requieren interruptores de alto y bajo nivel en cada tanque de almacenamiento y un interruptor de bajo nivel en el cárcamo o cisterna. Secuencia de operación: Los interruptores de nivel operan normalmente cerrados, de tal forma que si existe bajo nivel en cualesquiera de los tanques, automáticamente arrancará la bomba y se parará hasta que el alto nivel se presente en todos los tanques de almacenamiento. El interruptor por bajo nivel en el cárcamo o cisterna, funciona como permisivo de paro de la bomba. 6.6.7 Control de alumbrado por fotocelda (figura 6.17) Aplicación y secuencia de operación: Se requiere controlar la alimentación al tablero de alumbrado para esto se utiliza un relevador M, cuya bobina está energizada siempre que el selector SS esté en posición manual, y dicha bobina solo se energiza cuando el contacto de la fotocelda se cierra, en la posición automática del selector. De este modo tenemos que el selector está en posición manual, la bobina estará siempre energizada y el tablero de alumbrado estará alimentado, y si el selector está en posición automático, se necesita que la fotocelda esté operando para que el relevador M cierre sus contactos. Ver diagrama lógico también dentro de la misma figura. 6.6.8 Alarmas (figuras 6.18 y 6.19) Aplicación: Gabinetes de alarmas (visuales y acústicas), mímicos, lámparas de señalización, etc. Secuencia de operación: Cuando se activa alguna de las alarmas mostradas en estos diagramas (alarma n),

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energiza su correspondiente relevador (Rn) y lámpara (An). El que se energize cualquier relevador de alarmas, tiene como consecuencia que se active la alarma acústica. Ésta permanecerá operando hasta que se presione el botón de conocimiento, que a su vez operará el relevador RG y la lámpara AG.

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Figura 6.14 Diagrama de flujo y control de nivel en varios tanques

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Figura 6.15 Diagrama lógico de control, arranque y paro con varios tanques de almacenamiento

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Figura 6.16 Diagrama esquemático de control, arranque y paro con varios tanques de almacenamiento

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Figura 6.17 Diagramas lógico y esquemático de control de alumbrado por fotocelda

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\ Figura 6.18 Diagrama lógico de control: Alarmas

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Figura 6.19 Diagrama esquemático de control: Alarmas

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Los diodos indicados en el diagrama esquemático de control se utilizan para que en caso de que exista alguna alarma, se energize sólo una bobina (con su respectiva lámpara) a la vez; y para que al presionar el botón de prueba, se enciendan todas las lámparas sin accionar ningún relevador y sin embargo, se haga operar a la alarma acústica. En resumen, tenemos: cuando una alarma se activa, enciende una lámpara y la alarma acústica, si se oprime entonces el botón de conocimiento de alarmas, la alarma acústica cesa y se enciende la lámpara principal AG. El sistema permanece activo hasta que se desactiva la alarma que inició la operación. 6.6.9 Control de retrolavado de filtros (figuras 6.20, 6.21 y 6.22) Aplicación: Automatizar la operación secuencial de las válvulas de seccionamiento (apertura/cierre) y del equipo de bombeo involucrado en el proceso de retrolavado de filtros, para una planta de tratamiento de aguas residuales. Este tipo de sistemas de control secuencial, por el hecho de tener cierta complejidad, es recomendable operarlos en forma automática, a través de un secuenciador a base de microprocesador o de un control lógico programable (PLC). En estos sistemas participan elementos primarios o detectores (interruptores de nivel, de posición, botones o mandos manuales, etc.) los cuales con la ayuda de los diagramas lógicos o con los esquemáticos de control (escalera), serán configuradas como entradas digitales al secuenciador, mientras que a los operadores de las válvulas, motores y cualquier elemento final se le configurará como salida digital del mismo secuenciador. Secuencia de operación: Ya sea a través de la señal de alto nivel del interruptor LSH-1201 o de la señal del botón manual PB-1201, la secuencia de operación para el retrolavado del filtro se iniciaría de la siguiente forma: 1.- Después de recibir la señal del LSH-1201 ó PB-1201 se envía la señal de cierre a las válvulas KV-1201 y KV-1210. 2.- Una vez confirmado el cierre de estas válvulas, se envía la señal para activar el secuenciador de apertura de la válvula de drenaje KV-1204. 3.- Confirmado el bajo nivel del filtro por medio del interruptor de bajo nivel LSL-1202, se envía la señal al secuenciador que abre la válvula para aíre KV-1207 y al arranque del motor del compresor de aíre.

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4.- Una vez terminado el tiempo fijado y con la válvula KV-1207 abierta y el compresor operando, se envía la señal de apertura a la válvula KV-1213 y de arranque a la bomba de retrolavado BA-1201.

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Figura 6.20 Diagrama esquemático de retrolavado: Filtros

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Figura 6.21 Diagrama lógico de control: Retrolavado de filtros

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Figura 6.22 Diagrama esquemático de control: Retrolavado de filtros

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5.- Una vez transcurrido el tiempo necesario para el lavado simultáneo aire-agua, se envía la señal de para del motor del compresor y cierre de la válvula KV-1207, a partir de este momento el retrolavado se realiza únicamente con agua; transcurrido el tiempo necesario, se envía la señal de paro de la bomba BA-1201 y cierre de las válvulas KV-1204 y KV-1213. 6.- Con todas las válvulas cerradas y después de transcurrido el tiempo necesario para que la arena se asiente, se envía la señal de apertura de las válvulas KV-1210 y KV-1201 con lo cual finaliza el retrolavado del filtro FG-201. 7.- La secuencia de operación de retrolavado se detendrá en caso de detectar bajo nivel en el tanque de agua clara FB-200 mediante el interruptor LSL-1203 6.6.10 Circuito alternador (figuras 6.23 y 6.24) Aplicación: El circuito alternador (comercialmente conocido como alternador eléctrico), es un sistema de control utilizado para el arranque y paro automático en forma alternada, de dos bombas instaladas con un tanque común, con la finalidad de uniformizar el desgaste en cada una de ellas. Además contempla la operación de una bomba en caso de falla de la otra unidad, o la opción para operar ambas cuando la demanda exceda la capacidad de una de las dos unidades de bombeo. Son empleados comúnmente en: a) Suministro de agua potable a tanques o cárcamos b) Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores* c) Dosificación de reactivos en plantas Potabilizadoras. *sistema ejemplificado con las figuras 6-23 y 6-24 descritas a continuación Secuencia de operación: a) Los dos interruptores de nivel tipo ¨pera¨ A y B, son utilizados como elementos primarios del sistema de control. b) El circuito alternador opera primero una bomba y posteriormente la otra en cada cierre sucesivo del interruptor A. c) Después de que el interruptor A se acciona, si el nivel del líquido continua incrementándose y alcanza el nivel al cual el interruptor B esta ajustado, ambas bombas operarán. d) Cuando una bomba está en operación normal y sale de servicio por falla o maniobra, la otra bomba arrancará automáticamente y continuará la operación siempre y cuando la demanda de bombeo lo requiera.

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Figura 6.23 Diagrama de flujo: Circuito alternador de dos motores

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Figura 6.24 Diagrama de control eléctrico: circuito alternador de dos motores

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6.7. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS R.I. Mc Intrye. Electric motor control fundamentals. Editorial Alfa Omega. Marcombo I.L. Kosow. Control of electric machines. Editorial Prentice Hall J.F. Partland. Practical electrical calculations. Electrical construction and maintenance Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM Catálogo Cuttler Hammer. 1986 Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM Catálogo ASEA-MOTORES Catálogo Asea-servicio refacciones Catálogo Square-D. Centro de control de motores Memotec colección CONDUMEX John E. Traister. Completed handbook of electric motor controls. Editorial Prentice Hall Gilberto Enríquez Harper. Instalación y control de motores de corriente alterna. Editorial Limusa Domingo Almendarez Amador. Circuitos lógicos combinatorios IPN Publicación NEMA, ICS (Industrial Control and Systems)

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CONTENIDO 7. SISTEMAS DE EMERGENCIA........................................................................... 248 7.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 248 7.2 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS ................................................................ 248 7.2.1 Determinación del tipo de carga..................................................................... 248 7.2.2 Características eléctricas de los equipos ....................................................... 248 7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA (MOTOGENERADOR) ................................................................... 249 7.3.1 Datos de placa del equipo a alimentar ........................................................... 249 7.3.2 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW ........................... 249 7.3.3 Determinación de la carga a velocidad nominal en kVA y kW........................ 250 7.3.4 Determinación de los kVA y kW continuos y kVA y kW máximos .................. 250 7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS ...................... 251 7.4.1 Datos básicos................................................................................................. 251 7.4.2 Banco de baterías .......................................................................................... 251 7.5 CARGADOR DE BATERÍAS ............................................................................. 255 7.5.1 Funciones del cargador .................................................................................. 255 7.5.2 Cálculo del cargador de baterías.................................................................... 255 7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN........................................................................... 255 7.6.1 Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) ...................................... 255 7.6.2 Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido .......................................... 261 7.6.3 Ejemplo de selección de baterías Níquel-cadmio........................................... 262 7.6.4 Ejemplo de selección de cargador de baterías............................................... 263 7.7 TABLAS............................................................................................................. 264 7.8 GRÁFICAS ........................................................................................................ 273 7.9 Datos técnicos para la selección de una planta de emergencia (motogenerador) ................................................................................................................................ 275 7.10 REFERENCIAS ............................................................................................... 276


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7. SISTEMAS DE EMERGENCIA 7.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones necesarias para la determinación de la capacidad de un sistema de emergencia de energía eléctrica, de acuerdo a la selección de las cargas que necesitan un servicio contínuo. Un sistema de emergencia de energía eléctrica, es aquél que cuando se presenta una falla en el suministro de energía eléctrica normal, mediante dispositivos de transferencia (automáticos o manuales), pueden alimentar a ciertas cargas durante un tiempo determinado, de acuerdo a las necesidades del usuario. 7.2 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS Para iniciar el cálculo de la capacidad de un sistema de emergencia, primeramente se debe contar con los datos de la carga que se alimentará, esta carga debe ser prioritaria para la seguridad de las personas, control de instrumentos, control y protección de equipo eléctrico de procesos. 7.2.1 Determinación del tipo de carga a) Cargas de operación continua Se refiere a la iluminación de emergencia, dispositivos de control y seguridad que son especificados como necesarios. b) Cargas de operación variable Se refiere a los equipos de fuerza (motores) cuyo servicio es de importancia considerable para la conclusión de un proceso, la alimentación de emergencia será transferida automáticamente e inmediatamente cuando falla el suministro normal. 7.2.2 Características eléctricas de los equipos 7.2.2.1. Alumbrado de emergencia Las características eléctricas del equipo de alumbrado de emergencia para la determinación de la capacidad del sistema de emergencia son: Tensión nominal Potencia consumida (incluir la potencia consumida por el balastro) No de fases Tipo de alumbrado Cantidad Recabar las características anteriores y registrarlas en la tabla 7.1. 7.2.2.2. Equipo de fuerza (motores) Las características del equipo de fuerza son: Potencia en CP Letra código 248


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Número de fases Tensión nominal Tipo de arranque Velocidad Eficiencia Factor de potencia De acuerdo al tipo de arranque se deberá indicar un factor multiplicador Registrar los datos anteriores en la tabla 7.2. 7.2.2.3. Otras cargas Para otras cargas diferentes los datos que se deben tomar son: Tensión nominal, en volts Potencia consumida en watts y en volts-amperes Número de fases Registrar los datos anteriores en la tabla 7.3. 7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA (MOTOGENERADOR) Desarrolle los pasos siguientes y regístrelos como se indica en la tabla 7.4. 7.3.1 Datos de placa del equipo a alimentar Columna 1 a 4 Utilice los datos de la tabla 7.2. 7.3.2 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW Columna 5 y 6 7.3.2.1. Arranque a tensión plena del motor Columna 5 Si el voltaje de alimentación es igual al voltaje nominal del motor, con la letra código" seleccione de la tabla 7.5 el valor promedio de kVA/C.P. y multiplique este valor por la potencia nominal (CP) del motor para obtener los kVA a rotor bloqueado. En caso de no tener "letra código" para efectos de cálculo en este procedimiento considere un valor de 6 veces la potencia nominal (V.A.) del motor. En caso de tener un voltaje de alimentación diferente al voltaje nominal del motor, seleccione el valor para esta columna en la tablas 7.6, 7.7.6.1 y 7.7.6.2 . Columna 6 Multiplicar el valor de la columna 5 por el factor de potencia al arranque del motor, seleccionado en la tabla 7.7 .

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7.3.2.2. Arranque a tensión reducida Utilice los factores de multiplicación (F.M.) indicados en la tabla 7.8.. Columna 5 y 6 Para la carga a rotor bloqueado desarrollar la siguiente fórmula: A = A1 X F.M..

(7.1)

donde: A

= Valor a tensión reducida en kVA ó kW A 1 = Valor de columna 5 y 6 considerando a tensión plena en kVA ó kW F.M. = Factor de multiplicación (su valor depende del tipo de arranque empleado). 7.3.3 Determinación de la carga a velocidad nominal en kVA y kW

Columna 7 Para determinar la carga a velocidad nominal en kVA se desarrolla la fórmula siguiente: 0.746 × C.P. kVA = (7.2) η × F.P. donde: kVA = Potencia nominal del motor C.P = Potencia nominal del motor en caballos de potencia η = Eficiencia en por unidad F.P = Factor de potencia En caso de no contar con el valor de la eficiencia y del factor de potencia utilizar las figuras 7.1 y 7.2 . Columna 8 Para calcular la carga a velocidad nominal en kW se utiliza la fórmula siguiente:

kW =

0.746 × C.P.

η

(7.3)

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

250


Regresar

Para el arranque del 1er motor a) Sume los kVA de la columna 5 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 11. b) Sume los kW de la columna 6 a los kW de la columna 10 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 12. c) Sume los kVA de la columna 7 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 9. d) Sume los kW de la columna 8 a los kW de la columna 10 del renglón anterior y anote el resultado en la columna 10. e) Repita los pasos descritos anteriormente para cada motor hasta tener toda la carga que alimentará la planta de emergencia. La potencia eléctrica que debe suministrar la planta de emergencia, estará en función de la carga que alimentará; para esto se toman los valores máximos de las columnas 9, 10, 11 y 12 de la tabla 7.4 y multiplicarlos por un factor de ampliación futura. Con estos nuevos valores y catálogos de fabricante, se seleccionará el rango inmediato superior a todos estos valores. 7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS 7.4.1 Datos básicos Los datos que a continuación se mencionan son necesarios para el cálculo de la capacidad del banco de baterías para asegurar su buen funcionamiento. 7.4.1.1. Condiciones ambientales Temperatura del medio ambiente Altitud sobre el nivel del mar Humedad 7.4.1.2. Condiciones eléctricas Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia 7.4.2 Banco de baterías 7.4.2.1. Definición de la carga eléctrica Primeramente se debe contar con los valores de las cargas eléctricas que alimentará el banco en el período de emergencia (falla de corriente alterna), en la tabla 7.9 se indicarán los datos que se deben obtener de las cargas.

251


Regresar

7.4.2.2. Secuencia de descarga Se utilizan los datos de la tabla 7.9 para establecerlos en una gráfica de corriente contra tiempo, que indica la secuencia de descarga del período de emergencia. La siguiente gráfica es un ejemplo de la secuencia de descarga típica para tableros de mediana tensión con arreglo de enlace secundario. I3

(I) I1

C O R R I E N T E

I2

(T) MINUTOS

T2 T1

T3

Gráfica 7.1 Secuencia de descarga típica de tableros de mediana tensión I1 = Corriente en amperes en un tiempo T1, disparo de interruptor bus A ó B y cierre del interruptor de enlace. = Corriente en amperes constante durante todo el período de emergencia, I2 por ejemplo, luces de piloto. I3 = Corriente en amperes durante el último tiempo (T3) de descarga. 7.4.2.3. Cálculo del número de celdas El número de celdas se obtiene de la siguiente fórmula: V Nc = mín Vf/c

(7.4)

donde: N C = Número de celdas Vmín = Tensión mínima en c.d. del banco de baterías V f/c = Voltaje final por celda, al final de la descarga (el valor se toma de las tablas contenidas en los catálogos de baterías) 7.4.2.4. Capacidad mínima requerida La capacidad es el producto de la intensidad por el tiempo, tenemos que:

Cmín =

n

n

i =1

i =1

∑ Ci = ∑IiTi

(Ah)

donde: Cmín = Capacidad mínima requerida, en amperes-hora (Ah) Ci = Capacidad requerida por carga durante su intervalo de tiempo

252


(7.5)

Regresar

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

Teq =

Cmín Imá x

(7.6)

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

No. de placas positivas = donde: Ip

Imá x Ip

(7.7)

= Corriente por placa

De acuerdo a lo anterior nuestra batería queda conformada por el número de celdas y el tipo de batería. 7.4.2.6. Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio Para iniciar el cálculo del banco necesitamos los siguientes datos: Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia

253


Regresar

Secuencia de descarga Número de celdas Capacidad mínima requerida Tipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada En los catálogos se encuentran las curvas típicas de descarga, las cuales están calculadas en función del voltaje final por celda, el porcentaje de la capacidad utilizada y la corriente en función de la capacidad. Como el voltaje final por celda, ya fue determinado, entonces procedemos a encontrar los parámetros que se necesitan para poder seleccionar la batería adecuada. Corriente en función de la capacidad Si multiplicamos y dividimos la corriente de cada intervalo de tiempo por la capacidad nominal de la batería seleccionada, tenemos que el resultado no se altera, es decir:

I= donde: I CB

ICB CB

(7.8)

= Corriente de una carga durante un intervalo de tiempo = Capacidad nominal de la batería seleccionada

Pero necesitamos conocer la corriente en función de la capacidad, por lo que sustituimos únicamente el valor de la capacidad en el denominador. De esta manera ya tenemos la corriente en función de la capacidad Porcentaje de la capacidad utilizada Ahora para determinar el % de la capacidad tenemos: n n C (100) %CT = ∑ %Ci = ∑ i (7.9) i=1 i=1 CB donde: %C T = Porcentaje de la capacidad nominal a utilizar %Ci = Porcentaje de la capacidad utilizada en la batería durante un intervalo de tiempo Con los datos anteriormente encontrados, nos referimos a las curvas típicas y trazamos nuestra propia curva, la cual nos va a indicar si la batería seleccionada, es la adecuada. Si el voltaje al final de la descarga obtenido en la curva es mayor al que habíamos determinado como mínimo, entonces nuestra batería es la adecuada, pero si no es

254


Regresar

mayor hay que seleccionar otro tipo de batería y calcular nuevamente los parámetros de la misma.

7.5 CARGADOR DE BATERÍAS 7.5.1 Funciones del cargador Básicamente el cargador de baterías tiene la función de: Alimentar el consumo constante de amperes en c.d. Recargar la batería Mantener cargada la batería 7.5.2 Cálculo del cargador de baterías El voltaje nominal del cargador ( VNC ) se obtiene desarrollando la fórmula siguiente:

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

(7.10)

Is = I + ICTE

(7.11)

Corriente de carga

donde: IS = Capacidad de corriente de salida de c.d. en amperes I = Capacidad de corriente parcial de salida de c.d. en amperes ICTE = Carga constante en amperes % IN I= × CB 100

(7.12)

Porcentaje de la capacidad nominal para cargarse en un tiempo % IN = determinado (se obtiene de catálogos del fabricante) 7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN 7.6.1 Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) En el siguiente ejemplo de cálculo, se supone una combinación típica de cargas. La carga de alumbrado, dispositivos de control y seguridad, operarán en forma contínua. Los motores se arrancarán en forma progresiva de mayor a menor. 1) Cargas que alimentará la planta Datos del alumbrado Tipo de alumbrado

incandescente fluorescente

Tensión nominal

No de

(volts)

fases

127 127

1 1

Cantidad

watts 10 8

255


Pot. Consumida

60 40

volts amp 60 44.5

Pot. Total watts 600 320

volts amp 600 355.5

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Datos de motores Potencia C.p

Letra Código

Número de fases

25 1 1 7 1/2 5

G F E H H

3 3 3 3 3

Tensión nominal (volts) 220 220 220 220 220

Tipo de arranque

Factor multiplicador

Velocidad

tensión plena tensión plena tensión plena tensión plena tensión plena

1 1 1 1 1

3600 3600 3600 3600 3600

Otras cargas Nombre del equipo

Instrumentaci ón para seguridad y control

Tensión nominal

No. De

(volts)

Fases

127

1

Cantidad

1

Pot. Consumida

Pot. Total

Watts

Volts amp

Watts

Volts amp

20

20

20

20

2) Determinación de la capacidad de la planta de emergencia Carga acumu lada motor a vel. nom. más Datos de placa otras cargas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 letra Máx Máx C.P. fases volts kVA kW kVA kW código kVA kW Alumbrado y equipo de control y seguridad 0.976 0.94 25 G 3 220 148.75 62.47 23.81 21.19 24.786 22.13 15 F 3 220 79.5 37.36 14.28 12.71 39.066 34.85 10 E 3 220 47.5 22.8 9.52 8.47 48.586 43.32 7½ H 3 220 50.25 27.63 7.14 6.35 55.73 49.73 5 H 3 220 33.5 20.1 4.76 4.23 60.88 54.12 Carga a velocidad nominal

Carga a rotor bloqueado

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

256


Carga acumulada a rotor bloqueado 11 Cont kVA

12 Contk W

149.73 104.29 86.57 98.84 89.62

63.41 59.50 57.65 71.01 69.99

Regresar

kVA 25C.P. = (kVA / CP)(CP) kVA 25C.P. = 5.95 × 25 = 148.75 kVA kVA 15C.P. = 5.30 × 15 = 79.5 kVA kVA 10C.P. = 4.75 × 10 = 47.5 kVA KVA 7 1 C.P. = 6.70 × 7.5 = 50.25 kVA 2

kVA 5C.P. = 6.70 × 5 = 33.5 kVA

257


Regresar

Columna 6

kW25C.P. = kVA 25C.P. × FPARRANQUE = 148.75 kVA kW15C.P. = 79.5 × 0.47 = 37.365 kW10C.P. = 47.5 × 0.48 = 22.8 kW7 1

2 C.P.

= 50.25 × 0.55 = 27.6375

kW5C.P. = 33.5 × 0.60 = 20.1

Columna 7 kVA25C.P. =

0.746× H.P. 0.746 × 25 = = 23.81 η × F.P. 0.88× 0.89

kVA15C.P. =

0.746×15 = 14.28 0.88× 0.89

kVA10C.P. =

0.746 ×10 = 9.52 0.88× 0.89

kVA7.5C.P. =

0.746× 7.5 = 7.14 0.88× 0.89

kVA5C.P. =

0.746× 5 = 4.76 0.88× 0.89

kW25C.P. =

0.746 × CP 0.746 × 25 = = 21.193 0.88 η

Columna 8

kW15C.P. =

0.746 × 15 = 12.716 0.88

kW10C.P. =

0.746 × 10 = 8.47 0.88

kW7.5C.P. =

0.746 × 7.5 = 6.35 0.88

kW5C.P.

=

0.746 × 5 = 4.23 0.88

258


Regresar

Columnas 9 a la 12 Columna 11 kVA Col.11 Columna 12

Columna 9

=

kVA Col.5 + kVA Col.9 ant. = 148.75 + 0.976 = 149.726

kWCol.12 = kWCol.6 + kWCol.10 ant. = 62.475 + 0.94 = 63.415

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

Columna 10

kWCol.10 = kWCol.8 + kWCol.10 ant. = 21.19 + 0.94 = 22.13

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

kVA Col.11 = 79.5 + 24786 = 104.286 .

Columna 12 kWCol.12 = 37.365 + 22.13 = 595 .

Columna 9

kVA Col.9 = 14.28 + 24786 = 39.066 .

Columna 10 kWCol.10 = 12.716 + 22.13 = 34.85

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

kVA Col11 = 47.5 + 39.066 = 86.566

Columna 12 kWCol.12 = 22.8 + 34.85 = 57.65

Columna 9

kVA Col.9 = 952 . + 39066 = 4859 . .

Columna 10 kWCol.10 = 8.47 + 3485 . = 4332 .

259


Regresar

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12 Columna 11 kVA Col.11 = 50.25 + 4859 . = 9884 . Columna 12 . = 7101 . kWCol.12 = 27.63 + 4338

Columna 9

kVA Col.9 = 714 . + 4859 . = 5573 .

Columna 10 . + 4338 . = 4973 . kWCol.10 = 635

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12 Columna 11 kVA Col.11 = 335 . + 5612 . = 8962 . Columna 12 . + 4989 . = 6999 . kWCol.12 = 201

Columna 9 Columna 10

kVA Col.9 = 5.22 + 56.12 = 60.88 kWCol.10 = 4.39 + 49.89 = 54.12

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

kVA = 60.88 × 1.35 = 82.18 kVA kW = 54.12 × 1.35 = 73.06 kW kVA = 149.105 × 1.35 = 201.29 kVA kW = 71.01× 1.35 = 95.86 kW

De acuerdo a la tabla 7.9 la planta de emergencia motor generador seleccionada es la de motor modelo LTA10G1.

260


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7.6.2 Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido Se requiere de un banco de baterías para una subestación (cierre y apertura de interruptores), para poder seleccionar la batería tenemos los siguientes parámetros. 1) Tensiones de operación Vmá x. = 143V c.d. Vnom. = 125V c.d. Vmín. = 105V c.d. Ventrada = 48Vc.a., 3 fases, 60 Hz 2) Definición de la carga eléctrica Carga Cierre de interruptor Luces piloto Apertura de interruptor

Amperes 85 15 85

Tiempo 1 mín 487 mín 1 mín

Observaciones

3) Secuencia de la descarga I (Amp) 85

15

1

479

500

T (min)

4) Número de celdas

Vmín. Vf /c = 1.75 V (se toma de catálogos de baterías) 105 NC = = 60 celdas 1.75 Nc =

Vf /c

(7.13)

5) Capacidad mínima requerida n

n

i =1

i =1

Cmín = ∑ Ci = ∑ Ii Ti

261


(7.14)

Regresar

Por lo tanto

⎛ 1 ⎞ ⎛ 478 ⎞ ⎛ 1 ⎞ ⎟ + 15 ⎜ ⎟ + 85 ⎜ ⎟ C mín = 85 ⎜ ⎝ 60 ⎠ ⎝ 60 ⎠ ⎝ 60 ⎠ = 1.42 + 119.5 + 1.42 = 122.34 Ah

6) Seleccionamos el tipo PP 7) Tiempo equivalente de descarga Cmín. 122.34 Teq = = = 1.44 ⇒ 1.5 horas Imá x 85 8) Número de placas positivas

Imá x. 85 = = 4.72 ⇒ 5 placas Imín. 18 IP = 18 Amp en tabla 7.10 catálogo de baterías ácido-plomo voltaje final 1.75 No. de placas positivas =

9) Batería El tipo de batería es TT 2250 en tabla 7.11 catálogo de baterías ácido-plomo, densidad de 1265 7.6.3 Ejemplo de selección de baterías Níquel-cadmio Supongamos que se requiere alimentar la misma carga del problema anterior, con las mismas tensiones de operación, y la misma secuencia de descarga Número de celdas :

C=

Vmín 105 = = 92 celdas Vf /c 1.14

Vf /c = 1.14 V (se toma del catálogo de baterías) Capacidad mínima requerida :

Cmín =

n

n

i =1

i =1

∑ Ci = ∑ IiTi

Por lo tanto ⎛ 1⎞ C mín = 85 ⎜ ⎟ +15 ⎝ 60⎠

⎛ 478⎞ ⎛ 1⎞ ⎜ ⎟ + 85 ⎜ ⎟ ⎝ 60 ⎠ ⎝ 60⎠

=1.42+119.5+1.42 =122.34 Ah

262


(7.15)

Regresar

La batería seleccionada es SBM 161 de 161 Ah Corriente en función de la capacidad I1 C B 85C B = = 0.53C B CB 161 I 2 C B 15C B = = 0.09C B 161 CB I 3 C B 85C B = = 0.53C B 161 CB

Porcentaje de la capacidad utilizada :

%C T = %C T =

n

∑ %Ci =

i =1

n

Ci (100) CB i =1

∑

(7.16)

142 . × 100 1195 . × 100 142 . × 100 + + 161 161 161

= 088 . + 74.22 + 088 . %C T = 7598% . Con los datos de Vf/c, corriente en función de la capacidad y el porcentaje de la capacidad utilizada nos referimos a las curvas para determinar si es la batería adecuada. El voltaje final por celda, al final de la descarga es de 1.16 V, el cual es mayor que 1.14 V que es el voltaje que habíamos determinado como mínimo, lo que nos indica que nuestra batería será de 92 celdas tipo SMB 161 de 161 Ah. 7.6.4 Ejemplo de selección de cargador de baterías Necesitamos calcular el cargador de baterías para el problema anterior Datos Voltaje de entrada 480 Vc.d. 60 Hz

ICTE = 15 Amp. Vnom = 125 Vc.d. Vmá x = 142 Vc.d.

No. y tipo de celdas = 92 SMB 161 Ah Voltaje nominal del cargador 263


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VNC = (carga de flotación)(No de celdas) carga de flotación = 1.41(catálogo de baterías) VNC = 1.41× 92 = 129.72Vc.d. = 130Vc.d.

Corriente de carga

Is = I + ICTE I=

(7.17)

% IN 20 × Cmín = × 161= 32.2 100 100

% IN = 20% para cargarse en 8 hrs (catálogo de fabricante de baterías) por lo tanto IS = 32.2 + 15 = 47.2 Amp.

Por lo tanto el cargador debe ser de 130 Vc.d. y 47.2 Amp. como mínimo 7.7 TABLAS Tabla 7.1 Datos de luminarios Tipo de alumbrado

Tensión nominal (volts)

No. de fases

Cantidad (por unidad)

264


Potencia consumida watts VoltsAmp

Potencia total watts

VoltsAmp

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Tabla 7.2 Datos de motores Potencia (C.P.)

Letra codigo

Numero de fases

Tension nominal (volts)

Tipo de arranque

Factor multiplicador

Velocidad

Tabla 7.3 Datos de otras cargas Nombre del equipo

Tension nominal

No. De fases

Cantidad

Potencia consumida (por unidad) watts Volts-Amp

265

Potencia total watts

Volts-Amp

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Tabla 7.4 Determinacion de capacidad de generacion

266

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Tabla 7.5 Letras código a rotor bloqueado Letra código kva / c.p. Promedio A 0 -314 2,95 B 3.15 - 3.54 3,34 C 3.55 - 3.99 377 D 4.0 - 4.49 4,25 E 4.5 - 4.99 4,75 F 5.0 - 5.59 5,30 G 5.6 -6.29 5,95 H 6.3 - 7.09 6,70 J 7.1 - 7.99 7,55 K 8.0 - 8.99 8,50 L 9.0 - 9.99 9,50 M 10.0 -11.19 10,6 N 11.2 - 12.49 11,85 P 12.5 - 13.99 13,25 R 14.0 - 15.99 15,00 S 16.0 - 17.99 17,00 T 18.0 -19.99 19 U 20.0 - 22.39 21,20 V 22.4 y mayores (REFERENCIA: TABLA 430-7(B) NEC-1990)

267


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Tabla 7.6 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arranque a tensión plena y letras código de la A hasta la V.

Referencia: Información del fabricante

268

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Tabla 7.6.1 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arranque a tensión plena y letras de código desde la A hasta la V.


269

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Tabla 7.6.2 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arranque a tensión plena y letras de código desde la A hasta la V


270

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Tabla 7.7 Factores de potencia al arranque

Tabla 7.8 Arranque de motores a tensión reducida

No.

Tabla 7.9 Definición de cargas Descripcion Amperes Tiempo (min)

271


Observaciones

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Tabla 7.10 Especificaciones de baterias plomo acido (funcionamiento promedio como suministro a 20°C, densidad de 1265)

Información de fabricante Tabla 7.11 Voltaje final 1.75 V/celda

(Catálogo de baterias, acido-plomo, información del fabricante)

272

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7.8 GRÁFICAS 100 rpm síncrona % D 90 E 1,800 E 3,600 450 300 F 720 600 I 80 900 C 1,200 I E N C 70 I A 60 1

500 1,000 5,000 10,000

50 100

5 10

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

Gráfica 7.1 Curva característica para la eficiencia de motores de inducción polifásicos a plena carga, par normal y baja corriente de arranque (Referencia : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton) F 100 A C T O R 90

rpm síncrona 3,600 y 1,800

D E

1,200 900

P 80 O T E N C 70 I A E N

%

720 300

600

450 60 1

5 10

50 100

500 1,000 5,000

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

Gráfica 7.2 Curva característica para factor de potencia de motores de inducción polifásicos, par normal y baja corriente de arranque (Referencia : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton)

273


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Volts/celda 1.4 1.3 1.2 0.1C5A 0.2C5A 0.5C5A

1.1 1.0

1C5A

0.9 2C5A 75.91

0.8 0.88

10

20

30

40

50

60 75.10

70

80

90

% de capacidad

Gráfica 7.3 Curva características típicas de descarga a 20 ºc (68 ºf) (referencia: informacion de fabricante)

274


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7.9 DATOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE UNA PLANTA DE EMERGENCIA (MOTOGENERADOR) Los datos técnicos mínimos necesarios para la solución de la planta de emergencia motogenerador se indican en la siguiente tabla:

Modelo motor 4B3.9G 4BT3.9G1 4BT3.9G2 6BT5.9G1 6BT5.9G2 6CT8.3G 6CTA8.3G LTA10G1 NT855G6 NTA855G2 NTA855G3 KTA19G2 KTA19G3 KTTA19G2 VTA28G5 KTA38G2 KTA38G3 KTA38G4 KTA50G2 KTA50G3 KTTA50G2

Capacidad continua Aplicación emergencia kw 37 50 60 80 100 125 175 250 275 300 350 400 450 500 600 800 900 1000 1100 1250 1500

Potencia máxima

Consumo combustible

1800 rpm c.p.

a plena carga lts/hora

largo.

ancho

alto

66 86 102 135 166 207 264 375 435 465 535 600 685 750 900 1200 1340 1490 1620 1850 2220

12 15.1 17.5 22.7 27.3 35.6 40.9 72 80 83 92 112 121 128 173 220 248 280 306 340 408

175 175 175 235 235 235 235 295 295 295 295 323 323 323 360 400 400 493 493 493 493

55 55 71 71 71 71 71 90 90 90 90 90 106 106 106 130 130 131 131 131 131

113 128 128 132 132 140 140 180 180 180 180 180 208 208 208 253 253 259 259 259 259

275


Dimensiones en cm Peso Aprox kg. 699 711 711 1203 1203 1446 1446 2380 2513 2553 2807 3826 3930 3930 5333 6394 7474 8874 8874 9188 9850

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

276


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CONTENIDO 8. SISTEMAS DE ALUMBRADO............................................................................ 278 8.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 278 8.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO............................. 278 8.2.1 Nivel de iluminación recomendado................................................................. 278 8.2.2 Dimensiones del local..................................................................................... 278 8.2.3 Reflectancia en paredes. pisos y techos ........................................................ 278 8.2.4 Factor de mantenimiento (F. M.) .................................................................... 278 8.3 ALUMBRADO PARA INTERIORES .................................................................. 279 8.3.1 Método de cálculo de los lúmenes ................................................................. 279 8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES ................................................................. 280 8.4.1 Método del cálculo para alumbrado localizado............................................... 280 8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN........................................................................... 281 8.5.1 Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes..................................... 281 8.5.2 Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado.......................................... 283 8.6 TABLAS............................................................................................................. 287 8.7 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 297


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8. SISTEMAS DE ALUMBRADO 8.1 INTRODUCCIÓN El presente capítulo pretende cubrir las necesidades básicas de consulta del proyectista, proporcionarle los elementos suficientes para diseñar y efectuar los cálculos necesarios, en diferentes proyectos de iluminación. Para lo cual se muestran los métodos regularmente empleados en un proyecto de iluminación para interiores y exteriores, así como los procedimientos de cálculo para la correcta aplicación de ellos. Se anexan tablas para consulta. 8.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO Para la aplicación de los métodos de cálculo para alumbrado de interiores y exteriores, es necesario desarrollar un procedimiento básico de cálculo que consta de los siguientes puntos: 8.2.1 Nivel de iluminación recomendado Para determinar el nivel de iluminación recomendado para el plano de trabajo específico a desarrollar, referirse a la tabla de niveles de iluminación recomendados por I. E. S, S. M. I. I. y NOM-001-SEMP-1994. 8.2.2 Dimensiones del local Considerar las dimensiones de longitud, ancho y altura del local que se va a iluminar. 8.2.3 Reflectancia en paredes. pisos y techos Para determinar los valores de reflectancia en pisos, paredes y techos; referirse a la tabla 8.15. 8.2.4 Factor de mantenimiento (F. M.) Para el cálculo del factor de mantenimiento se deben considerar las condiciones siguientes: D = depreciación de lúmenes por luminaria D = depreciación debido al polvo Para calcular el F. M. aplique la siguiente expresión F. M. = D x d

(8.1)

Para determinar el valor "D" referirse a la tabla 8.2. Para determinar el valor "d" referirse a la tabla 8.3 factor de mantenimiento.

278


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8.3 ALUMBRADO PARA INTERIORES Existen 2 métodos de cálculo para iluminación en interiores, estos son: Método de cavidad zonal Método de los lúmenes Estos métodos se utilizan donde se requiere de una iluminación uniforme Desarrollaremos el método de los lúmenes por su rapidez y facilidad en el cálculo; y su confiabilidad en los resultados obtenidos. 8.3.1 Método de cálculo de los lúmenes Pasos que deben seguirse para el cálculo del número de luminarias a) Desarrollar los subíndices vistos en el punto 8.2 . b) Calcular el coeficiente de utilización de la forma siguiente: b.1) Calcule la relación del índice de cuarto aplicando la siguiente expresión:

Ic =

AxL H (A + L)

(8.2)

donde: 1C = índice de cuarto A = Ancho del local L = Largo del local H = Altura de montaje (distancia entre el plano de trabajo y la luminaria) b.2) Con el valor del índice de cuarto obtenido de la expresión anterior, ver información de fabricante y determine el coeficiente de utilización. c) Para determinar el número de luminarias, aplicar la siguiente ecuación:

No.de Lu min arias =

Nivel Lu min oso en luxes x Area Lúmenes por lu min aria x CU x FM

(8.3)

d) Para conocer el arreglo de luminarias, a lo largo y a lo ancho del local, calcular el espaciamiento entre luminarias aplicando la siguiente expresión: Area (m) Es = (8.4) No. Lu min arios donde: Es = Espaciamiento promedio entre luminarias

279


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e) Arreglo de luminarias Número de luminarias emplazadas a lo largo = largo / Es Número de luminarias emplazadas a lo ancho = ancho / Es f) Distancias

Entre luminarias:

Distancia entre luminarias y pared:

A lo largo del local

A lo ancho del local

Largo del local

Ancho del local

Número de luminarias emplazadas a lo largo

Número de luminarias emplazadas a lo ancho

Distancia entre luminarias a lo largo del local 2

Distancia entre luminarias a lo ancho del local 2

8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES Para la iluminación de vialidades, patios de maniobra, sedimentadores, tanques de aereación, lagunas de oxidación, etc. en plantas de bombeo y tratamiento de aguas, o para alumbrar estacionamientos y jardines dentro de las instalaciones y mantener una iluminación apropiada a las áreas de bombas exteriores y carcamos; pueden emplearse cualquiera de los siguientes métodos de cálculo: Método de cálculo para alumbrado en calles Método de cálculo para alumbrado localizado Método de punto por punto Desarrollaremos el método de cálculo para alumbrado localizado, ya que de acuerdo con las necesidades de iluminación de este tipo de instalaciones resulta el más indicado. 8.4.1 Método del cálculo para alumbrado localizado Pasos que se deben seguir para el cálculo del número de proyectores necesarios, para satisfacer el nivel de iluminación recomendado. a) Determinar el nivel de iluminación recomendado para el trabajo específico a desarrollar, refiriéndose a la tabla de niveles que son recomendados por la Sociedad Mexicana de Ingeniería en Iluminación. b) Considerar las dimensiones del área a iluminar, largo, ancho y altura de montaje del luminaria. c) Determinar el arreglo de los proyectores, considerando el tipo de aplicación (señalización, alumbrado general, etc.). Si el área a iluminar es grande, aplique torres individuales o postes espaciados a intervalos regulares para luminaria. Para áreas reducidas aplique una sola torre con todos los proyectos ubicados en ella, o bien utilice edificios adyacentes.

280


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d) Determinar el coeficiente de utilización; aplicando la siguiente expresión:

CU =

lúmenes incidentes sobre el área a ilu min ar lúmenes del haz del proyector

(8.5)

Para obtener los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar, debe proceder de la siguiente manera: Divida simétricamente el área total a iluminar Determine los sectores que iluminara cada proyector Dentro de cada sector, seleccione el punto o los puntos críticos Calcule los ángulos verticales y horizontales del punto o los puntos críticos de iluminación, tomando como referencia la Figura 8.4. d. l) Transporte los ángulos vertical y horizontal obtenidos anteriormente a la curva de distribución fotométrica considerando el punto (0,0) como referencia, este debe ser el punto que recibirá la más alta intensidad luminosa en la curva de distribución fotométrica. Trace la poligonal del área formada por los ángulos verticales y horizontales; sume los lúmenes encerrados por la poligonal del área y estos serán los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar. e) Determine el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión: F. M. = D x d

(8.6)

Para determinar "D" aplique la siguiente expresión:

D=

lúmenes al 50% de la vida normal de la lampara lúmenes iniciales

(8.7)

f) Determine el número de proyectores aplicando la siguiente expresión:

No. de Pr oyectores =

ärea total a ilu min ar x nivel lu min oso lúmenes del haz del proyector x CU x FM

(8.8)

g) Distribuir los proyectores sobre el área a iluminar 8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN 8.5.1 Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes Calcular el número de luminarias necesarias para una casa de bombas con las siguientes características: Longitud Ancho Altura

= 15 m = 6m = 3m 281


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Altura del plano de trabajo

= 0.90 m

La luminaria será del tipo sobreponer, fluorescente 2X40 watts, 127 volts, 5600 lumes iniciales. Colores existentes en el interior: Color crema en el techo Color gris oscuro en el piso a) Desarrollar en primera instancia el procedimiento general para el cálculo de alumbrado, según el punto 8.2. a. l) Determinar el nivel de iluminación recomendado De la tabla de niveles de iluminación recomendados observamos que el nivel recomendado para casa de bombas es 100 luxes. a.2) Las dimensiones del local a iluminar son: Largo = 15 m Ancho = 6m Altura = 3m a.3) Determinar la reflectancia en pisos y techos: De la tabla 8.1 determinamos los valores de reflectancia de acuerdo a los colores que tienen el techo y el piso. reflectancia en piso = 20% reflectancia en techo = 70 % a.4) Determinar el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión. F. M. = D x d

(8.9)

De la tabla 8.2 su depreciación es del 9% por lo que D = 0.91. De la tabla 8.3 a categoría de mantenimiento a la cual pertenece la lámpara seleccionada es la categoría V, suponiendo que se realice limpieza cada dos años y se encuentre en un ambiente sucio tenemos que d = 0.75. F.M. = 0.91X0.75 = 0.682 b) Para calcular el CU, se determina primero el índice de cuarto LxA 15 x 6 Ic = = = 2.04 H (L + A) 2.1(15 + 6) donde IC = Índice de cuarto De los datos fotométricos de la luminaria observamos que CU = 0.51.

282


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c) Calcule el número de luminarias

No. Lu min arias =

100(90) = 399 = 4 5600(0.68 x0.59)

d) Para calcular el espaciamiento promedio entre luminarias 90 Es = = 4.74 4 e) Para el arreglo de las luminarias Número de luminarias

Num.Lu min arias emplazadas a lo l arg o =

15 = 3.16 ≡ 3 Lu min arias 4.74

Número de luminarias

Num.Lu min arias emplazadas a lo ancho =

6 = 126 ≡ 1 Lu min arias 4.74

f) Calculando las distancias A lo largo del local


Entre luminarias

15 = 5 3

6 = 6m 1

Entre luminarias y pared

5 = 2 .5 2

6 = 3m 2

Por lo que la distribución de las luminarias queda como se muestra en la figura 8.1

5m

2.5 6m

3m

15m Fig. 8.1 Distribución de Luminarias en casa de bombas 8.5.2 Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado Determine el número de proyectores necesarios para iluminar el sector de un terreno que tiene las siguientes dimensiones.

283


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El sector es un área activa para tratamiento de agua Largo = 40 m Ancho = 20 m El tipo de proyector seleccionado es el MVP, aditivos metálicos 400 watts, alimentación a 220 V. La siguiente figura muestra el sector a iluminar

Figura 8.2 Determinación del nivel de iluminación a) Determinación del nivel de iluminación De la tabla niveles de iluminación recomendado, se observa que para esta actividad son recomendados 100 luxes. b) Considerando las dimensiones del área a iluminar Ancho = 20 m Largo = 40 m Altura de montaje del luminario = 10 m c) Tipo de arreglo de la luminarias Considerando el tipo de aplicación y las dimensiones del área, se propone ubicar una luminaria centrada a lo largo del terreno, como se muestra en la figura 8.3. d) Cálculo del coeficiente de utilización Punto critico Ángulos Verticales M OPM = tan − 1(10) = 45o A

OPA = tan − 1(Tp) = 63.43o

Punto critico

MPA = OPA − OPM = 18.43o Angulos horizontales ⎡ 20 ⎤ BPA = tan − 1⎢ = 41.81o ⎥ ⎣ 22.36 ⎦ ⎡ 20 ⎤ CPM = tan −1 ⎢ = 54.73o ⎥ ⎣14.41⎦ ⎡ 20 ⎤ DPO = tan − 1⎢ ⎥ = 63.43o ⎣ 10 ⎦

B C D

284


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d. l) transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométrica del proyector, tenemos que: 21853 CU = = 0.69 31670 e) Determinación del F. M. d = 0.7 D = 0.86 F.M. = 0.7 x 0.86 =. 0.602 f) Determinación del número de proyectores

No. Pr oyectores =

800 x 50 = 3.04 31670 x 0.69 x 0.602

g) Distribución de los proyectores sobre la zona a iluminar

h) Comprobando el nivel de iluminación en el punto M Del proyector 1 tenemos ⎛ 10 ⎞ Q = tan −1 ⎜ ⎟ = 45º ⎝ 10 ⎠ Con este valor del ángulo de la curva fotométrica obtenemos 900 CD, por lo tanto la intensidad de iluminación. Para el piano horizontal: 9000 cos 45º E= luxes (10) 2 Del proyector 2 tenemos: ⎛ 10.84 ⎞ q = tan −1 ⎜ ⎟ = 56.03º ⎝ 10 ⎠ Del proyector 3 tenemos: E = 22.3 luxes

285


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Sumando las contribuciones de los 3 proyectores ET = 63.6 + 22.3 + 22.3 = 107.9 luxes

Figura 8.4 Suma de los ángulos de las tres contribuciones de los tres proyectores

286


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8.6 TABLAS Tabla 8.1 Reflectancias REFLECTANCIAS EN ACABADO MADERA Color

Reflectancias

Maple (claro)

48 %

Encino (claro)

34 %

Avellana (medio)

19%

Nogal (oscuro)

16 %

Caoba (oscuro)

12 %

REFLECTANCIAS EN ACABADO METALICO Color

Reflectancias

Blanco porcelanizado o esmalte horneado

70 - 88 %

Aluminio pálido (especular)

80 - 85 %

Aluminio mate (difuso)

75 %

Pintura aluminio (claro)

79 %

Pintura aluminio (medio)

0%

REFLECTANCIAS EN VIDRIO Color

Reflectancias

Vidrio claro

10 %

Vidrio opaco

15 - 30 %

Con acabado mármol (claro)

20 - 40 %

REFLECTANCIAS EN PLASTICO Color

Reflectancias

Claro

5 - 10 %

Oscuro

15 - 30 %

(REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

287


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Tabla 8.1 Reflectancias (continuación) REFLECTANCIAS EN ACABADO MATE Color Blanco MUY CLARO Azul verde Verde Crema Amarillo crema Azul Gris CLARO Azul verde Verde Crema Amarillo crema Azul Gris Café MEDIO Azul verde Verde Crema Amarillo crema Azul Gris Café OBSCURO Amarillo Naranja Gris Rojo Café Azul Verde (REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

288


Reflectancias 80 - 88 % 76 % 72 % 80 % 76 % 70 % 73 % 70 % 64 % 70 % 66 % 55 % 49 % 35 % 54 % 33 % 44 % 55 % 22 % 38 % 44 % 50 % 25 % 25 % 12 % 10 % 8% 7%

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Tabla 8.2 Lámparas eléctricas W

VOLTS

BASE

15 25 40 60 75 100 150 200 300 300 500 750 1000 1500

125 “ " “ “ “ “ “ “ “ “ “ “ “

MEDIA “ “ “ “ “ “ “ “ MOGUL “ “ “ “

30 50 75 150 200

125 “ “ “ “

LONGITUD VIDA TOTAL HORAS (CM.) SERVICIO GENERAL A-15 PERLA 8.6 1000 A-19 “ 9.8 “ “ CI. o Per. 10.5 “ “ “ “ “ “ “ “ “ “ “ 10.7 “ A-23 “ 14.8 “ PS-25 “ 17.0 “ PS-30 “ 20.0 “ PS-35 “ 23.0 “ PS-40 Claro 24.1 “ PS-52 “ 32.4 “ " “ “ “ " “ “ “ REFLECTORES USO INTERIOR R-20 DIFUSO 10.2 2000 “ “ “ “ R-30 Dif o Con. 12.7 “ R-40 “ 15.9 “ “ “ “ “

BULBO

ACABADO

MEDIA “ “ “ “ MELD. 300 “ “ “ FALD. MOG. 500 “ “ “ MEC. 500 “ MOGUL R-52 DIFUSO 750 “ “ “ “ (REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

LUMENES DEPREINICIALE CIACIÓN

144 265 470 855 1,180 1,720 2,730 3,750 6,000 5,700 9,900 15,600 21,600 33,000

13% 15% 9% 6% " " 9% " 12% " " “ 15% 21%

200 430 840 1,725 3,600

15 “ “ “ “

16.5

“

6,500

“

17.8

“

"

“

29.0 “

“ “

8,300 12,700

“ “

Tabla 8.2 Lámparas eléctricas 75

125

150

“

REFLECTORES USO EXTERIOR PARMEDIA Dif. o Con. 15.6 2000 38 “ “ “ “ “

PAR“ 56 PAR500 “ “ “ 64 (REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE) 200

“

MED. PROL.

289


730

15%

1,730

“

12.7

“

3,650

“

15.3

“

6,000

“

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Tabla 8.2 Lámparas Eléctricas (continuación) Fluorescentes Watts

15 15 15 15 20 20 40 40 38 38 55 55 74 74 87 87

Long. Total (cm) SERVICIO GENERAL STANDARD STANDARD T-8 B. FRIO 45.7 “ “ “ L. DIA “ “ “ T-12 B. FRÍO “ “ “ “ L. DÍA “ “ “ “ B. FRÍO 61.0 “ “ “ L. DIA “ E. RÁPIDO RÁPIDO “ B. FRÍO 122.0 “ “ “ L. DÍA “ INSTANTÁ SLIMLINE “ B. FRÍO “ NEO “ “ “ L. DÍA “ “ “ “ B. FRIO 183.0 “ “ “ L. DÍA “ “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ “ “ L. DÍA “ H.0. RÁPIDO “ B. FRÍO 183.0 “ “ “ L. DÍA “ Tipo

Encendido Bulbo

Acabado

290


Vida Horas

Lumenes Iniciales

Depreciación

7,500 “ “ “ “ “ 9,000 “

830 710 725 620 1,170 995 3,100 2,600

16% " 14% " 13% " 10% “

“

2,900

11 %

“ “ “ “ “ “ “

2,400 4,290 3,600 6,050 5,080 6,200 5,170

" 9% " " “ 11 % “

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Tabla 8.2 Lámparas eléctricas (continuación) Watts

Tipo

110

“

“

“

B. FRÍO

Longitud Total (cm) 244.0

110

“

“

“

L. DÍA

110

V. H. O.

“

“

110

“

“

160

“

160

Vida

Lumenes

Depreciación

“

8,980

12%

“

“

7,520

"

B. FRÍO

122.0

6,000

6,900

20%

“

L. DÍA

“

“

5,900

"

“

“

B. FRÍO

183.0

“

11,100

"

“

“

“

L. DÍA

“

“

9,700

"

215

“

“

“

B. FRÍO

244.0

“

15,500

“

215

“

“

L. DÍA

“

“

13,300

“

“

PG-17

B. FRÍO

122.0

“

6,900

“

110

“ P. GROOV E “

“

“

L. DÍA

“

“

6,150

“

160

“

“

“

B. FRÍO

183.0

“

10,900

“

160

“

“

“

L. DÍA

“

“

9,700

“

215

“

“

“

B. FRÍO

244.0

“

15,500

“

215

“

“

“

L. DÍA

“

“

13,300

“

Posición

Pérdida

110

Encendido Bulbo

Acabado

VAPORES METÁLICOS W

Base

A T

Bul Acab Long. b ad TOTAL

Vida HORAS

Deprecia INICIALES CIÓN % Lumenes

(CM.)

EN EL BALASTRO

T S

WATTS

291


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Tabla 8.2 Lámparas eléctricas (continuación) SERVICIO GENERAL FOSFORA BT-28 21.1 7,500 14,000 DO

175

MOGUL

27

VERTICAL

34

175

“

“

“

“

10000.0

12,000

30

HORIZONTAL

“

250

“

“

“

“

“

20,500

22

VERTICAL

43

250

“

“

“

“

“

19,500

28

HORIZONTAL

“

400

“

E-37

“

17.7

17500.0

34,000

28

VERTICAL

61

400

“

“

“

“

“

32,000

30

HORIZONTAL

"

1000

“

BT-56

“

38.2

11000.0 105,000

22

VERTICAL

130

1000

“

“

“

“

10000.0 100,000

21

HORIZONTAL

“

POSICIÓN

VOL TS

LUZ MIXTA W A T T S

BASE

DEPRE LONG. VIDA LUMENES CIA BULBO ACABADO TOTAL HORAS INICIALES CIÓN (CM) % SERVICIO GENERAL

160

MEDIA

BT-28

BLANCO

21.1

6,000

2,900

15

HOR. o VERT. 220

250

MOGUL

BT-28

BLANCO

22.6

6,000

5,500

15

HOR. o VERT. 220

500

MOGUL

BT-37

BLANCO

29.2

6,000

12,500

17

HOR. o VERT. 220

292


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Tabla 8.2 Lamparas electricas (continuación) Iodo cuarzo (Halógenas) Long. Acabado Total (cm) SERVICIO GENERAL T3Q/CICLARO 11.6 RSC “ “ 18.6

Watts

Volts

Base

Bulbo

500

120

R7S-15

1000

220

“

1500

“

“

“

“

2000

“

F-4

“

100

120

MINICAN

150

“

200

Vida Horas

Lumenes Depreciación Iniciales

2000

10,500

12%

“

22,000

"

25.4

“

33,000

“

“

33.0

“

44,000

"

T-4

“

6.9

1000

1,800

4%

“

“

“

“

1500

2,900

“

“

RSC

T-3

“

7.9

“

3,460

"

250

“

MINICAN

T-4

“

7.1

2000

4,850

"

300

“

RSC

T-3

“

11.9

“

5,950

"

400

“

“

T-4

“

7.9

“

7,750

“

500

“

“

T-3

“

11.9

“

10,950

“

1000

220

“

“

“

25.5

“

21,400

“

1500

“

“

“

“

“

35,800

“

2000

“

“ MOG. BIPOSTE

T-30

“

25.4

“

48,000

6%

Tabla 8.2 Lámparas eléctricas Vapor Mercurio WATT

175 250 400 700 1000

Base

MOGUL “ “ “ “

Long. Vida Lumenes Bulbo Acabado Total Depreciación % Horas Inicial (cm)

BT-28 “ BT-37 BT-46 BT-56

B. DE “ “ “ “

SERVICIO GENERAL 21.1 24,000 8,600 “ “ 12,775 29.2 “ 23,125 36.8 “ 42,750 39 “ 61,670

293


11 16 14 16 23

Posición

Pérdida en el balastro Watts

VERTICAL “ “ “ “

25 34 39 70 100

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Tabla 8.3 Factor de mantenimiento (categorías de mantenimiento) (continuación) CATEGORIA DE MANTENIMIENTO I

PARTE SUPERIOR

1. NADA 1. NADA II 2. TRANSPARENTE CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS 3. TRANSLUCIDA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS 4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS 2. TRANSPARENTE CON MENOS DEL 15% DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS 3. TRANSLUCIDA CON MENOS DEL 15% III DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS 4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS ABERTURAS (REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

PARTE INFERIOR 1. NADA 1. NADA 2. REJILLAS O REFLECTOR

1. NADA 2. REJILLAS O REFLECTOR

Tabla 8.3 Factor de mantenimiento: categorías de mantenimiento CATEGORIA DE MANTENIMIENTO

PARTE SUPERIOR

PARTE INFERIOR

IV

1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 3. OPACO SIN ABERTURAS

1. NADA 2. REJILLAS

V


1 TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS

VI

1. NADA 2. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS 3. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS 4. OPACO SIN ABERTURAS


(REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

294


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Tabla 8.4 Niveles de iluminación recomendables Tipo de lugar Locales interiores y exteriores donde se localiza el Equipo eléctrico

Lux

Fuente de tableros de control con instrumentos diversos e interruptores

270

Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros " dúplex "

55

Pupitres de distribución o de trabajo

270

Cuarto de baterías

110

Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso)

55

Alumbrado de emergencia, en cualquier área

11

Áreas de maniobra

160

Áreas de tránsito de personal y vehículos

110

General

22

Exteriores Vías de acceso controlado Vías principales Vías secundarias (REFERENCIA: NOM-001 -SEMP-1994)

295


8 9 6

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Tabla 8.4 Niveles de iluminación recomendables (continuación) OFICINAS

Lux

Lecturas de textos con mucho contraste y bien impresos; tareas y zonas que no exigen una atención exagerada o prolongada tales como lavabos, archivos no necesitados a diario, salones de conferencias, salas de visitas, etc

300

Lectura o trascripción de manuscritos a tinta o a lápiz tinta, sobre buen papel; archivos usados con frecuencia

700

Trabajo normal o de oficina; lectura de buenas reproducciones; lectura o transcripciones de escritura a mano con lápiz duro o sobre mal papel; archivos de uso continuo; clasificación de correspondencia; índice de asuntos

1000

Contabilidad, intersección, distribución de tablas, teneduría de libros, máquinas calculadoras, lectura de malas reproducciones, dibujo a mano alzada

1500

Cartografía, estudios, dibujo detallado

2000

Corredores, ascensores, escaleras y escaleras mecánicas

200

OTROS: Alumbrado de emergencia para todas las partes

30

Laboratorio de química

500

Casetas de filtros, aparatos de control y fuerza y equipos telefónicos

200

Túneles o galerías, tuberías

100

Sala de máquinas

300

CUARTOS DE BAÑO General

100

En el espejo

300

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8.7 BIBLIOGRAFIA 1 Manual de Alumbrado Phillips Phillips Ed Paraninfo S. A. No. pág. 2 50 2 Manual de Alumbrado Westinghouse Ed. DOSSAT S.A. No. pág. 253 2 Luminotecnia y sus aplicaciones Emilio Carranza Castellanos Ed. Diana No. pág. 190

CATÁLOGOS 1 Principios de Iluminación y niveles de iluminación en México Holophane No. pág. 19 2 Iluminación Croose Himds Domex, S. A. de C. V. No. pág. 50

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CONTENIDO. 9. ARREGLOS FÍSICOS ......................................................................................... 299 9.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 299 9.2 ARREGLOS DE CONJUNTO............................................................................ 299 9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.....................................................................300 9.3.1 Consideraciones generales ............................................................................ 300 9.3.2 Características del diagrama de conexiones.................................................. 300 9.3.3 Características normativas ............................................................................. 300 9.3.4 Tipos de acometida ........................................................................................ 301 9.3.5 Características específicas de arreglos físicos............................................... 302 9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA ........................................................................... 305 9.4.1 Consideraciones generales ............................................................................ 305 9.4.2 Características específicas de tableros .......................................................... 307 9.4.3 Sistemas auxiliares......................................................................................... 308 9.5 TABLAS.............................................................................................................309 9.6 FIGURAS .......................................................................................................... 314 9.7 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 330


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9. ARREGLOS FÍSICOS 9.1 INTRODUCCIÓN El presente capítulo proporciona al proyectista, una serie de conceptos, criterios y dibujos de proyecto, con los detalles necesarios para configurar físicamente los arreglos usados comúnmente en la instalación de un sistema eléctrico. 9.2 ARREGLOS DE CONJUNTO Para la realización del arreglo de conjunto deberán considerarse las características constructivas del equipo, las características de superficie y aspecto de la instalación con respecto al medio circundante, así como las características de suministro; ya que todos estos factores tendrán repercusión en el costo. Al configurar el arreglo de conjunto de un sistema eléctrico se deben considerar las siguientes recomendaciones: El servicio eléctrico se proporcionará siempre al límite de la propiedad. Los medidores de la compañía suministradora deben ubicarse de ser posible al límite de la propiedad, con acceso y espacio adecuado y lo más próximo a los TC´s. La ubicación de la subestación eléctrica debe ser al límite frontal de la propiedad y en la planta baja cuando se trate de edificios, y se tratará de que sea lo más próximo al centro de control de motores o tablero de distribución. Las dimensiones de los equipos indicados en el proyecto serán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan los planos del fabricante. En las acometidas aéreas, la estructura anterior a la subestación, deberá ser de remate para evitar transmitir tensiones mecánicas a la estructura de la subestación. El equipo de medición podrá ser ubicado en alta o baja tensión, para lo cual se debe prever el espacio y preparación necesaria. La subestación eléctrica debe tener un adecuado sistema de tierras según lo indicado en el capítulo 5 de “Sistemas de tierras y pararrayos”. Cuando se trate de subestaciones compactas deberá definirse el tipo de arreglo (izquierda-derecha o derecha-izquierda) dependiendo de la llegada de la acometida, para la adecuada ubicación de registros, cuando éstos se requieran. Es recomendable aunque no limitativo el uso de tableros de distribución tipo MetalClad para media tensión. Cuando se tengan varios motores con capacidad considerable, se deberán emplear centros de control de motores.

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Al ubicar un tablero se tratará de que sea lo más próximo posible a los equipos a alimentar. En general la tubería conduit, los bancos de ductos y registros de inspección deberán de sujetarse a lo especificado en el capítulo 3 de “Canalizaciones”. 9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 9.3.1 Consideraciones generales Las características generales que deben satisfacerse para realizar un diagrama de conexiones determinado, dependen de: El diagrama de conexiones adoptado. La tensión nominal de la instalación. La intensidad de corriente máxima que puede circular por las distintas partes conductoras de la instalación en condiciones de operación continua (a potencia máxima). El valor máximo de la corriente de corto circuito. La seguridad para el personal de operación y de mantenimiento. Los tipos de subestaciones que pueden considerarse de acuerdo al diagrama de conexiones son: Subestaciones tipo interior, se diseñan y construyen para operar en el interior de gabinetes, locales y cualquier otro medio que aísle sus equipos de las condiciones atmosféricas. Generalmente son utilizadas al inicio de los sistemas eléctricos en las industrias. Subestaciones tipo intemperie, se diseñan y construyen con materiales capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas, como lluvia, viento, etc. Son utilizadas generalmente en la transmisión, subtransmisión y distribución de la energía. 9.3.2 Características del diagrama de conexiones El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación, no sólo porque define la cantidad de equipo que debe utilizarse, sino también porque condiciona la extensión ocupada por la subestación. 9.3.3 Características normativas Todas las partes vivas que operen a una tensión mayor de 150 volts a tierra sin recubrimiento aislante adecuado, deben protegerse de acuerdo a su tensión contra el contacto accidental de personas, localizando las partes vivas respecto a los sitios donde puedan circular o trabajar personas, ya sea que se usen resguardos especia-

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les o bien localizando las partes vivas a una altura y con una separación horizontal igual o mayor que las indicadas en la tabla 9.3 9.3.3.1. Tipo de resguardo a partes vivas Existen dos formas de resguardar las partes vivas: Por su separación de acuerdo a lo indicado en la tabla 9.3. Por el encierro en un local. Donde todas las entradas, pasillos, escaleras, etc., que constituyan acceso a dichos lugares estén cerrados con llave o tengan aviso de peligro y sean accesibles a personas solamente autorizadas. Se pueden emplear otros tipos de resguardos como son las defensas, las cuales están constituidas por cercas perimetrales u otras estructuras rígidas de diversos tipos, sólidas o con malla metálica que cubra todo el espacio que se requiere resguardar. 9.3.3.2. Distancia mínima entre fases y de fase a tierra para conductores La distancia entre fases y la de fase a tierra depende de la tensión de aguante al impulso (NBI), la selección de ésta depende de la tensión nominal del sistema, de las condiciones atmosféricas del lugar, de la contaminación y de las características del equipo de protección utilizado. En la tabla 9.4 se muestran las separaciones mínimas entre fases y de fase a tierra en conductores desnudos para los diferentes niveles de tensión. 9.3.3.3. Espacio para trabajar Alrededor del equipo debe dejarse espacio libre suficiente para su correcta operación y su mantenimiento. Debe preverse también, espacio necesario para la operación con pértiga del equipo que lo requiera, así como para el tránsito eventual del equipo voluminoso, etc. En subestaciones tipo interior se recomienda que el espacio libre para operación y mantenimiento tenga un ancho mínimo, en el frente del equipo principal (transformadores, tableros o interruptores) de 1.50 m, y en la parte posterior del mismo equipo de 1.30 m, pero en cualquier caso debe conservarse la distancia de protección a partes vivas. Se recomienda que durante los trabajos de mantenimiento, las áreas destinadas a efectuar esos trabajos sean marcadas por medio de una cerca o barandales ligeros o bien por medio de banderas claramente visibles, colocadas a manera de evitar que personas no autorizadas penetren inadvertidamente en esa zona. 9.3.4 Tipos de acometida El tipo de acometida influye en la disposición del arreglo físico, ya que deberá de preverse el espacio y preparación necesaria. La acometida de una subestación puede ser aérea o subterránea.

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La acometida aérea, es la parte de los conductores de una línea aérea de servicio, comprendida desde la línea o equipos inmediatos del sistema general de abastecimiento, hasta el primer punto de sujeción de conductores en la propiedad servida. La acometida subterránea, es la parte de los conductores de la línea subterránea de servicio, comprendida desde las líneas o equipos inmediatos del sistema general de abastecimiento, hasta el límite de la propiedad servida. Este tipo de acometidas podrán incluir el servicio de medición en alta o baja tensión. En las figuras 9.6 y 9.7 se muestran las acometidas más usadas como guía general, aunque se recomienda verificar estos datos con la compañía suministradora para un proyecto en específico. 9.3.5 Características específicas de arreglos físicos Para la determinación de las características específicas de los arreglos físicos, será necesario efectuar diversos tanteos para determinar la posición más conveniente de los equipos, optimizando varios arreglos posibles mostrando los diferentes acomodos del equipo que logren reducir al máximo la superficie del terreno utilizado, de acuerdo al tipo de subestación seleccionada. 9.3.5.1. Subestaciones rurales Se construyen en general con materiales empleados en líneas de distribución, como son los postes de concreto, aisladores y herrajes. Comúnmente son empleados cuatro arreglos básicos. Tipo poste. Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.1. Con dos postes, este arreglo se muestra en la figura 9.2 . Tipo pedestal. Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.3. Con cuatro postes, este arreglo se muestra en la figura 9.4 y 9.5. En ambos casos el tipo y la carga máxima de los postes se determina de acuerdo con la tabla 9.6. En caso de instalarse más de un transformador se debe sumar el peso de los transformadores y comparar con la carga límite del poste. Los pesos aproximados de los transformadores de distribución se muestran en la tabla 9.7. Ya que el dimensionamiento y arreglo de una subestación, depende también del lado en que se encuentre el equipo de medición, este punto deberá ser considerado para

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su aplicación en un proyecto específico, como los mostrados en las figuras 9.6 y 9.7. En donde las disposiciones generales y particulares aplicables a la figura 9.6 son las siguientes: a) El servicio se proporcionará siempre al límite de la propiedad con el gabinete de medidores dando el frente a la calle sin impedimento físico para tener acceso en forma permanente. b) La propiedad debe estar marcada con el No. oficial que proporciona Obras Públicas. c) El equipo compacto de medición queda instalado en el poste del usuario, el cual estará al límite de la propiedad. d) El entubado del equipo compacto de medición hasta el gabinete de medidores debe ser continuo sin existir registros. e) Deben utilizarse materiales normalizados y que no estén rechazados por el laboratorio de la C.F.E. f) Los apartarrayos y cortacircuitos fusibles se instalarán en el poste receptor de la acometida. Para la figura 9.7 considere las mismas disposiciones generales indicadas en los incisos a, b y e y las siguientes disposiciones particulares: El entubado desde la garganta del transformador hasta el gabinete de medidores debe ser continuo sin existir registros. La distancia máxima entre el transformador y el gabinete de medidores será de 5 metros. El interruptor general de servicio debe instalarse a 1 metro máximo del gabinete de medidores. Si la calidad del servicio y la capacidad del transformador lo requieren, la construcción de la subestación podrá ser diseñada, con estructura metálica en marco, construida de fierro estructural, armada en celosía, en la que se remata la línea aérea de alta tensión, tal y como se muestra en la figura 9.8 .

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9.3.5.2. Subestaciones compactas Las subestaciones compactas son alojadas en gabinetes de lámina de acero rolado en frío, autosoportadas y con secciones atornillables para posibles ampliaciones. Se aplican principalmente donde no se dispone de mucho espacio y éstas pueden ser para servicio interior o intemperie. Las subestaciones compactas tipo interior se fabrican únicamente para operar en áreas libres de polvo, humedad, gases, lluvias, etc. Las subestaciones tipo intemperie o exterior están diseñadas para operar en condiciones ambientales; su tipo de construcción es más robusta ya que en su diseño se emplea más lámina y empaques para protección física de sus componentes contra las condiciones ambientales. Básicamente una subestación compacta se compone de los siguientes gabinetes: Gabinete de medición En el se recibe la acometida en A.T. y el equipo de medición de la compañía suministradora. Consta de un gabinete blindado con dimensiones adecuadas según el nivel de tensión. Gabinete de cuchillas de paso y prueba Consiste de un gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de tensión. El objetivo de esta sección es aislar eléctricamente la subestación para efectos de mantenimiento. Gabinetes de protección Esta sección contiene la parte medular de las protecciones de una subestación, como son los fusibles y apartarrayos. Consta de un gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de la tensión. Gabinete de acoplamiento Consiste en gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de tensión, el cual se dispone para recibir la garganta del transformador. Sección de transformación Consiste en un transformador con niveles adecuados de utilización. Las subestaciones compactas tienen la flexibilidad de poseer diferentes arreglos dependiendo de las necesidades del usuario, algunos de los arreglos más comúnmente usados se muestran en las figuras 9.9, 9.10 y 9.11.

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Existen otros tipos de arreglos específicos como el mostrado en la figura 9.12. De acuerdo a las necesidades de servicio del usuario y a los criterios indicados en la tabla 9.8 se podrá determinar el tipo de subestación más adecuada para establecer un arreglo conveniente. 9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA 9.4.1 Consideraciones generales El arreglo físico del sistema de fuerza varía en función de las cargas conectadas, por lo que debe seleccionarse de manera que proporcione el grado requerido de confiabilidad en el servicio con un mínimo de costo. Para la determinación del arreglo físico deberán considerarse los siguientes puntos: Tableros Los arreglos de los tableros pueden ser muy sencillos o muy completos, dependiendo de la capacidad y cantidad de equipos que serán instalados en su interior. Los aspectos generales que deben cumplir son los siguientes: Los tableros deben colocarse donde el operador no quede expuesto a daños por la proximidad de partes vivas o partes de maquinaria o equipo que esté en movimiento. No debe haber materiales combustibles próximos. El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse para almacenar materiales. Debe preverse espacio para trabajar. En los tableros el equipo de interruptores debe estar dispuesto de tal forma que los medios de control sean fácilmente accesibles al operador. Los instrumentos, relevadores y otros dispositivos que requieran lectura o ajuste, deben ser colocados de manera que estas labores puedan efectuarse fácilmente desde el espacio dispuesto para trabajar. Debe proporcionarse suficiente iluminación en el frente y atrás del tablero para que pueda ser fácilmente operado y los instrumentos leídos correctamente. Debe existir una visibilidad del operador desde el lugar del control para cada equipo a controlar. Todos los centros de carga deben ubicarse lo más próximo posible a las cargas.

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Canalizaciones Los arreglos físicos de las canalizaciones dependen en gran medida de la localización de las cargas y tableros de distribución, así como de los arreglos de conjunto de casa de bombas y cuarto de control. Se recomienda ubicar las trayectorias de las canalizaciones tratando de encontrar las rutas más cortas. Al seleccionar las rutas y tipos de canalizaciones se debe tomar en cuenta la flexibilidad de operación y mantenimiento, facilidad para aplicaciones futuras y economía. Para determinar el arreglo de las canalizaciones es necesario recabar la información siguiente: Información referente de tipo y modelo de equipos: de bombeo, grúas, compresores, etc. Así como equipos auxiliares que se requieran alimentar, como son electroválvulas, torres de oscilación, etc. La necesidad de ampliaciones o cambios futuros para la trayectoria de las canalizaciones. Desde el punto de vista de la instalación, operación y mantenimiento del equipo electromecánico, se debe tomar en cuenta la localización de equipos respecto a vías de acceso y zonas de maniobra. Se deberán tener definidas las preparaciones de la obra civil como son bases, huecos, acondicionamiento de locales, etc., de acuerdo a las trayectorias de los equipos. Preever la localización de soportes y accesorios de canalizaciones de tal suerte que en caso de mantenimiento el equipo pueda ser desplazado conservando cierta distancia entre las diferentes partes. Sistemas auxiliares Cuando se instalen equipos auxiliares como las baterías estacionarias, ya sea níquelcadmio o plomo ácido, es recomendable que éstas no sean instaladas en cuartos herméticamente cerrados, ya que ambas desprenden hidrógeno al final de la carga. Mientras sea posible la batería se deberá instalar en un lugar seco y fresco, para que las celdas no sean afectadas por unidades de calentamiento, como radiadores, luz solar, tubos de vapor, etc. Por lo que se deberán destinar áreas específicas para la instalación de baterías. Cuando las baterías se vayan a localizar en estantes, se debe considerar la facilidad de acceso a las celdas. Para cada batería es recomendable utilizar dos cargadores, uno como sustituto del otro, debiéndose instalar en un cuarto cercano al de las baterías, para protegerlos de los gases que desprenden éstas y evitar la posibilidad de una explosión. 306


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El gabinete que soporta el cargador puede ir sobre el suelo o montado en una pared y podrá tener acceso a su interior por cualquiera de sus caras. Cuando se tenga la necesidad de instalar una planta de emergencia, deberá considerarse que: La cimentación del lugar sea capaz de soportar el peso de la planta y los esfuerzos de vibración. La superficie de instalación debe ser lisa. Se debe de considerar un local especial para su colocación, con ventilación adecuada, ya sea natural o con extractores. Se deberán tener espacios suficientes para maniobras de mantenimiento. En el lugar de instalación no deben existir equipos que se vean afectados por vibración. 9.4.2 Características específicas de tableros Las dimensiones de un tablero dependen principalmente del nivel de tensión, cantidad y capacidad de equipos instalados. El diagrama de conexiones adoptado nos proporciona dicha información. Centro de control de motores de baja tensión Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) de altura, 508 mm (20”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una altura de acuerdo con los espacios mínimos ocupados por combinaciones de interruptor termomagnético-contactor magnético, con relevadores de sobrecarga, como se muestra en las tablas 9.9, 9.10, 9.11 y 9.12. Tableros metal clad El uso de estos tableros es recomendable más no limitativo. Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) de altura, 762 mm (30”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una altura de acuerdo a la siguiente relación: Tabla 9.1 Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión plena no reversible: Capacidad máxima (C.P.) 1,500 2,500

Tensión (kV) 2,400 4,160

Espacio ocupado por arrancador: 762 mm (30”) Nota: Se puede agrupar tres arrancadores en un gabinete estándar

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Tabla 9.2 Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión reducida tipo autotransformador no reversible: Capacidad máxima (CP) 1,500 2,500

Tensión (kV) 2,400 4,160

Espacio ocupado por arrancador: 2,286 mm + 762 mm (90” + 30”) Nota: Se agrupa un arrancador en dos gabinetes estándar; los contactores y el autotransformador ocupan una sección completa (762 mm cada uno) y el equipo de control y auxiliar una tercera parte del otro gabinete (762 mm). En la figura 9.13 se muestra un arreglo tipo de distribución de fuerza considerando algunos de los sistemas auxiliares. 9.4.3 Sistemas auxiliares Los sistemas auxiliares comprenden el conjunto de instalaciones formadas por las fuentes de alimentación de corriente directa y de corriente alterna, de baja tensión utilizados para energizar los sistemas de control, protección, señalización y alumbrado. Normalmente se utilizan en caso de falla en el suministro de energía en equipos de vital importancia, por lo cual dependiendo de la importancia del sistema podrán ser utilizados o bien considerados en etapas futuras de un proyecto, ya que éstos influirán en el dimensionamiento del arreglo físico y costo del proyecto, como lo muestra la figura 9.13, en el caso de que estos servicios se requieran. Aunque los bancos de baterías y cargadores de baterías ocupan un espacio relativamente pequeño, deben ser considerados en el dimensionamiento del arreglo físico, ya que requieren de sitios especiales para su instalación según lo indicado en el punto 9.4.1 (sistemas auxiliares). Los locales de instalación donde se ubiquen plantas de emergencia deberán cumplir con lo indicado en el punto 9.4.1(sistemas auxiliares). Las dimensiones de éstas serán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan los planos del fabricante, con el mostrado en la figura 9.14. Cuando la planta de emergencia se instale en local cerrado, dicho local deberá contar con suficiente ventilación mediante extractores de aire. En dichos locales se deberá mantener la distancia mínima posible de la planta al muro, considerando la capacidad de la planta, las dimensiones de la misma y los espacios mínimos para maniobras y mantenimiento, como se indica en la figura 9.14. En la figura 9.15 se muestra un arreglo físico tipo de la instalación de la planta eléctrica de emergencia, comúnmente utilizado y la disposición con respecto al tablero de transferencia y tanque de combustible.

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Para los tanques de combustible considere lo indicado en la figura 9.16. 9.5 TABLAS Tabla 9.3 Distancias mínimas a partes vivas descubiertas

2.60

Distancia horizontal mínima (m) 1.00

Distancia mínima de Resguardo a Partes vivas (m) 0.05

2.70 2.70 2.80 3.90

1.00 1.07 1.14 1.20

0.10 0.15 0.23 0.30

Tensión nominal Entre fases(volts)

Altura mínima (m)

Hasta 600 Más de 600 Hasta 6600 13800 23000 34500


Tabla 9.4 Distancias mínimas entre fases y a tierra en conductores desnudos Tensión Nominal Entre fases (kV)

Nivel básico de

Distancias mínimas

Aislamiento al impulso Entre fases De fase a tierra (kV) Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. 2.4 60 95 12 18 8 15 4.16 60 95 12 18 8 15 6.6 75 95 14 18 10 15 95 110 19 31 13 18 13.8 125 150 27 38 19 26 23 150 150 32 38 24 26 34.5 200 200 46 46 33 33 Nota: Los valores de esta tabla deben considerarse como valores mínimos aplicables en condiciones atmosféricas normales, hasta 1000 msnm Temperatura 20°C Presión 101.3 kPa o 760 mm Hg Humedad absoluta ho=11 g/m Para condiciones desfavorables de servicio, estos valores deben aumentarse.


Tabla 9.5 Profundidad mínima de enterramiento para acometidas Subterráneas Tensión Del Circuito Más de 600v-22kv Más de 22kv 40 kv Más de 40kv

Cables Directamente Enterrados Mm 750 900 1100

Tubo conduit No metálico Rígido** Mm 450 600 750

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Tubo conduit metálico rígido e intermedio Mm 150 150 150

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NOTA: La profundidad mínima es la distancia en mm más corta medida desde un punto en la superficie superior de cualquier conductor directamente enterrado, cable, tubo conduit u otra canalización hasta la superficie exterior del piso terminado, concreto o recubrimiento similar. ** Certificados por un organismo de certificación acreditado como adecuados para enterrarse directamente sin estar embebidos. (Referencia: NOM-001-SEMP-1994)

Tabla 9.6 Carga máxima soportada por postes de concreto

Tipo de poste Límite de carga (kg) Capacidad del 1F transformador 3F Tipo de poste Límite de carga (kg) Capacidad del 1F transformador 3F

A r e a r u r a l PC-11-500 1,000 kg hasta 75 kVA hasta 75 kVA A r e a u r b a n a PC-12-750 1,500 kg hasta 167 kVA hasta 150 kVA

PC-11-700 1,400 kg hasta 167 kVA hasta 150 kVA A-13 1,700 kg hasta 167 kVA hasta 150 kVA

Referencia: CFE O8-TR-01)

Tabla 9.7 Pesos aproximados de transformadores de distribución Capacidad (kVA) 15 30 45 75 112.5 150 225 300 500

P e s o (kg) 25kV 384 510 545 788 903 1100 1666 1990 2804

15 kV 242 335 437 538 757 899 1394 1800 2462

(Referencia: información de fabricante)

310


35 kV 510 580 690 829 1121 1240 1980 2550 2970

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Tabla 9.8 Criterios de selección para s.e. compactas y rurales S.e. compacta Ocupa poco espacio No existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador No existe limitación en cuanto al número de transformadores Inversión inicial alta Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas Instalación relativamente complicada Mejor estética Flexibilidad para ampliaciones futuras No existe riesgo de contacto accidental con partes vivas Mantenimiento relativamente mayor

S.e. rural Ocupa un espacio mayor Existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador Existe limitación en cuanto al número de transformadores Inversión inicial normal Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas Fácil instalación Aspecto rural Dificultad para ampliaciones futuras Existe riesgo de contacto accidental con partes vivas Poco mantenimiento


Tabla 9.9 Espacios mínimos ocupados por combinaciones de interruptor termomagnético-contactor magnético Tamaño nema

1 2 3 4 5 6 2 3 4 5 6

C.p. Máximos 220 V 440 V a tensión plena 7 1/2 10 15 25 25 50 50 100 100 200 200 400 a tensión reducida tipo autotransformador 15 25 25 50 50 200 100 200 200 400


311


Altura de la combinación mm (PULGADAS) 305 (12”) 305 (12”) 457 (18”) 762 (30”) 1143 (45”) 1372 (54”) 1067 (42”) 1372 (54”) 1600 (63”) 1981 (78”) 1981 (78”)

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Tabla 9.10 Espacios mínimos ocupados por tableros de distribución y alumbrado, con tensión nominal a 220/127V No. total de polos Espacio ocupado 1 fase, 3 hilos, con zapatas principales 2 305 (12”) 4 305 (12”) 8 381 (15”) 12 381 (15”) 14 381 (15”) 20 457 (18”) 30 610 (24”) 42 762 (30”) 1 fase, 3 hilos, con interruptor principal 8 457 (18”) 14 457 (18”) 20 610 (24”) 24 610 (24”) 30 838 (33”( 42 991 (39”) 3 fases, 4 hilos, con zapatas principales 12 457 (18”) 14 457 (18”) 29 457 (18”) 30 610 (24”) 42 762 (30”) 3 fases, 4 hilos, con interruptor principal 14 457 (18”) 24 610 (24”) 30 762 (30”) 42 991 (39”)


Tabla 9.11 Espacios mínimos ocupados por transformadores de distribución tipo seco Capacidad máxima Espacio ocupado (kVA) mm (pulgadas) transformadores monofásicos 2 305 (12”) 6 381 (15”) 15 457 (18”) 30 610 (24”) 45 686 (27”) transformadores trifásicos 15 457 (18”) 30 610 (24”) 50 762 (30”)


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Tabla 9.12 Espacios mínimos ocupados por interruptores termomagnéticos principales y derivados No. de polos 2ó3

3

Capacidad máxima (a) 100 225 400 100 200


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Altura mm.(pulgadas) 305 (12”) 457 (18”) 686 (27”) 762 (30”) 1067 (42”)

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9.6 FIGURAS

Figura 9.1 Subestación tipo poste (un poste) (Referencia: CFE 08-TR-14)

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Figura 9.2 Subestación tipo poste (dos postes) Referencia: CFE 08-TR-15

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Figura 9.3 Subestación tipo pedestal

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Figura 9.4 Planta de subestación tipo pedestal (cuatro postes)

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Figura 9.5 Elevación de subestación tipo pedestal (cuatro postes) Nota: Para las distancias D1, D2, D3 y D4 Ver figura 9.4

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Figura 9.6 Medición en Alta tensión para acometida área en 3.5 KV conexión Delta (Referencia: MAT-02)

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Figura 9.7 Medición en baja tensión con TC´S, con subestación Tipo Pedestal, hasta 199 kw (Referencia: MAT-01)

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Figura 9.8 Subestación intemperie en estructura metálica (Referencia: PEMEX 3.344.02)

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Figura 9.9 Arreglo básico de subestación compacta, con acometida subterránea (Referencia: Información del fabricante)

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Figura 9.10 Subestación compacta sin cuchillas, dos secciones y acoplamiento a transformador (Referencia: Información de Fabricante)

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Figura 9.11 Subestación compacta tipo exterior, arreglo radial simple (Referencia: Información del fabricante)

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Figura 9.12 Arreglo para un equipo de bombeo (Referencia: Información del fabricante)

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Figura 9.13 Arreglo típico de distribución de fuerza (Referencia: Información de fabricante)

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Figura 9.14 Instalación y dimensionamiento de plantas eléctricas de emergencia (Referencia: Información del Fabricante)

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Figura 9.15 Diagrama Físico Tipo de la instalación de una planta de emergencia (Referencia: Información del fabricante)

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Figura 9.16 Dimensiones de tanques de combustible para plantas de emergencia (Referencia: Información del fabricante)

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9.7 BIBLIOGRAFÍA Elementos de diseño de subestaciones eléctricas Gilberto Enríquez Harper Editorial Limusa Diseño de subestaciones eléctricas José Raúl Martín Editorial MC. Graw-Hill NOM-OO1-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de energía eléctrica Norma de distribución-construcción de líneas aéreas Comisión Federal de Electricidad Industrial power systems handbook D. Beeman Editorial MC.Graw-Hill IEEE std-141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrial plants (red book) Catálogos y publicaciones diversas Square D’ de México, s.a. de c.v. Federal Pacific Electric, s.a. de c.v. General Electric de México, s.a. de c.v. Selmec equipos industriales, s.a. de c.v. Siemens, s.a. de c.v. Saft Nife, s.a. de c.v. Accesorios Eléctricos, s.a. de c.v.

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CONTENIDO 10. NOMENCLATURA............................................................................................ 332 10.1 DEFINICIÓN.................................................................................................... 332 10.2 SÍMBOLOS ELÉCTRICOS.............................................................................. 343


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10. NOMENCLATURA Nomenclatura (por definición: conjunto de nombres) 10.1 DEFINICIÓN A la vista de.- Quiere decir que el equipo debe ser visible desde el otro equipo y no debe estar a más de 15m de separación uno del otro. A prueba de.- En general, se aplica al equipo (o instalación) diseñado o construido de tal modo que su buen funcionamiento no es afectado por la presencia del agente externo contra el cual se considera protegido y que debe mencionarse en cada caso. Esta definición se aplica, por ejemplo, a los términos: "A prueba de agua", "A prueba de intemperie", "A prueba de lluvia", "A prueba de polvo", etc. Abierto (aplicado a equipo eléctrico).- Se dice de una máquina, aparato o dispositivo, construido sin protección especial de sus partes sometidas a potencial o en movimiento. Accesible (aplicado a equipos).- Que puede acercársele, que no está cerrado bajo llave, a una altura elevada, etc. Accesible (aplicado a métodos de alambrado).- Que puede retirarse o ser expuesto sin dañar la estructura del edificio o su acabado, o que no está permanentemente encerrado por la estructura o el acabado del edificio. Accesible, fácilmente.- Capaz de ser alcanzado rápidamente para el funcionamiento, mantenimiento e inspección sin necesidad de brincar o quitar obstáculos o hacer uso de escaleras, bancos, etc. Accesorio.- Pieza de una instalación tal como una tuerca, un conector u otra parte de un sistema de alambrado cuya finalidad principal es realizar una función mecánica más que eléctrica. Acometida.- Conductores y equipo necesarios para llevar la energía eléctrica desde el sistema de suministro al sistema de alambrado de la propiedad alimentada. Activo (conductor).- Eléctricamente conectado a una fuente de diferencia de potencial eléctricamente cargado de manera que presente una diferencia de potencial con respecto a tierra. Ajuste (de un interruptor automático).- Valor de la corriente que determina su disparo. Apagador.- Interruptor pequeño, de acción rápida, operación manual y baja capacidad, que generalmente se usa para el control de aparatos pequeños domésticos y comerciales y unidades pequeñas de alumbrado. Apartarrayo.- Supresor de sobretensiones. 332


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Aprobado.- Cualquier producto o equipo certificado por las autoridades competentes o por los organismos de certificación acreditados en el país conforme a lo dispuesto, por la Ley Federal Sobre Metrología Y Normalización. Automático.- Que actúa por sí mismo, por su propio mecanismo cuando es accionado por alguna influencia no humana; por ejemplo, una variación de intensidad de corriente, de presión, de temperatura o cambio de configuración mecánica. Cable (aplicado a la forma de construcción de un conductor).- Conductor formado por varios filamentos torcidos, con lo cual se obtiene un conductor más flexible que el alambre (conductor sólido) de sección equivalente. Cable aislado.- Conductor (generalmente formado por filamentos) o grupos de conductores, provisto cada uno de su propio aislamiento y envuelto el conjunto por una capa aislante y por una cubierta exterior protectora. Cable de acometida.- Cable formado por conductores de acometida. Caja.- Cubierta diseñada para ser montada superficialmente, con puertas o tapas que encajan en las paredes de la caja y se fijan a ellas. Canalización.- Conducto cerrado diseñado especialmente para contener alambres, cables o solera. Nota: Las canalizaciones pueden ser metálicas o no metálicas y el término incluye: tubo conduit metálico tipo pesado, tubo rígido no metálico, tubo conduit metálico semipesado, tubo conduit flexible hermético a los líquidos metálico y no metálico, tubo conduit metálico flexible, tubo conduit metálico tipo ligero, canalizaciones bajo el piso, canalizaciones en pisos celulares de concreto, canalizaciones en pisos celulares metálicos, canalizaciones de superficie, ducto para cable, canales metálicos con tapa y canalizaciones para soleras. Capacidad de corriente.- Corriente que puede conducir un conductor eléctrico, expresada en amperes, bajo operación continúa y sin exceder su temperatura máxima de operación. Capacidad interruptiva.- Corriente máxima, expresado en amperes, que un dispositivo puede interrumpir a una tensión nominal, bajo condiciones normales de prueba. Nota: Los equipos diseñados para interrumpir otras corrientes que no sean fallas, pueden expresar su capacidad de interrupción en otras unidades como los kW (CP), o la corriente a rotor bloqueado. Carga conectada.- La suma de las potencias nominales de las máquinas y aparatos que consumen energía eléctrica, conectados a un circuito o a un sistema.

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Carga contínua.- Carga cuya corriente máxima se mantiene durante tres horas o más. Carga eléctrica.- Potencia que demanda, en un momento dado, un aparato o máquina o un conjunto de aparatos de utilización conectados a un circuito eléctrico (la carga puede variar en el tiempo, dependiendo del tipo de servicio). Cerrado (aplicado a equipos).- Se dice de una máquina o aparato construido con protección especial de sus partes sometidas a potencial o en movimiento. Certificado.- Es el sistema de certificación de lotes o partidas para productos, materiales, subpartes o componentes que expide la autoridad competente o el organismo de certificación acreditado en México, con el objeto de verificar su conformidad con normas oficiales mexicanas y/o normas mexicanas específicas del producto, o condiciones preestablecidas. Circuito alimentador.- Es el conjunto de los conductores y demás elementos de un circuito, en una instalación de utilización, que se encuentra entre el medio principal de desconexión de la instalación y los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los circuitos derivados. Circuito de fuerza de baja potencia.- Circuito que no es para control remoto o de señalización pero que tiene suministro de energía limitado de acuerdo con los requisitos de control remoto clase 2 y clase 3. Circuito derivado.- Conductores del circuito formado entre el último dispositivo contra sobrecorriente que protege el circuito y la(s) carga(s) conectada(s). Conductor activo.- Conductor de un circuito que normalmente tiene una diferencia de potencial con respecto a tierra. Conductor de puesta a tierra.- El conductor que se usa para conectar a tierra, en el punto requerido, las cubiertas metálicas de los equipos, las canalizaciones metálicas y otras partes metálicas no portadoras de corriente. Conductor puesto a tierra del sistema.- Es el conductor de un circuito o sistema que intencionalmente se conecta a tierra, tal como es el uso del conductor neutro. Conductor neutro.- Conductor del sistema o circuito que está puesto a tierra intencionalmente. Contacto (como dispositivo de instalaciones eléctricas.- Dispositivo formado por un receptáculo (no del tipo de casquillo roscado), previsto como salida de una instalación eléctrica y que se usa para recibir las clavijas de cordones o cables flexibles de aparatos que están alimentados por este medio.

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Corta circuito térmico.- Dispositivo de protección contra sobrecorriente que contiene un elemento térmico adicional que afecta a un elemento fusible renovable que abre el circuito. No está diseñado para interrumpir corrientes de corto circuito. Controlador.- Dispositivo o grupo de dispositivos que sirven para gobernar, en alguna forma predeterminada, la potencia eléctrica suministrada a los equipos, a los cuales están conectados. Desconectador.- Dispositivo destinado a abrir o cerrar en aire un circuito, solamente después de que se ha desconectado la carga por algún otro medio, pero que puede tener potencial aplicado en el momento de su operación. Descubierto (aplicado a métodos de alambrado).- Colocado encima o fijado a una superficie o por detrás de paneles diseñados para permitir el acceso. Descubierto (aplicado a partes vivas).- Que una persona puede inadvertidamente tocarlo o acercársele a una distancia menor a la segura. Se aplica a las partes que no están resguardadas, separadas o aisladas de manera adecuada. Dispositivo.- Elemento de un sistema eléctrico destinado a transportar pero no a utilizar energía eléctrica. Ducto.- Canalización sencilla, cerrada, de cualquier forma de sección. Este término se aplica a algunos tipos especiales de canalización y tiene un uso particular en el caso de líneas subterráneas. Electrodo de tierra.- Una o más partes conductoras (generalmente varillas, tubos o placas), enterradas en el suelo, con el propósito de hacer contacto eléctrico firme con la masa general de la tierra en el lugar. Electrodoméstico.- Equipo de utilización generalmente de tipo no industrial, construido normalmente en tipos o tamaños normalizados, que se conecta como una unidad para realizar una o más funciones, tales como lavadora, licuadora, ventilador, etc. Electrorregistro.- Pieza o parte de un ducto o tubo de canalización, que permite acceso al interior mediante tapas removibles colocadas en las uniones de dos o más secciones de la canalización o al final de ella. Equipo.- Término general que abarca material, accesorios, dispositivos, artefactos, luminarias, aparatos y similares que se usan como partes de la instalación eléctrica o conectados a ella.

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Equipo a prueba de explosión.- Equipo protegido por una caja, capaz de resistir una explosión de un gas o vapor específico, que puede ocurrir en su interior, de impedir la ignición de un especificado gas o vapor que lo rodea causado por chispas, explosión del gas o vapor del interior de la cubierta y capaz de funcionar a una temperatura exterior tal que la atmósfera inflamable que lo rodea no sea incendiada por su causa. Equipo de acometida.- El equipo necesario compuesto generalmente por un interruptor automático o manual y fusibles y sus accesorios, colocados cerca del punto de entrada de los conductores de alimentación de un edificio, otra estructura u otra área definida y que está destinado a servir de control principal y medio de desconexión del suministro. Equipo del servicio.- El conjunto de aparatos, propiedad del organismo suministrador o bajo su cuidado, necesarios para el adecuado suministro del servicio, tal como equipo de medición, transformadores de instrumento y gabinetes que los contienen, cuchillas auxiliares, etc., que se encuentran instalados en el extremo de la acometida más próximo al servicio. Equipo de utilización.- Equipo que transforma la energía eléctrica en energía mecánica, química, calorífica, lumínica, etc. Equipo eléctrico.- Término general que comprende aparatos, máquinas, dispositivos, etc. que se usan en instalaciones eléctricas, para generación, conversión, transformación o utilización de energía eléctrica, incluyendo instrumentos de medición, dispositivos de protección y aparatos accesorios. Factor de demanda.- Relación entre la demanda máxima de un sistema o parte de un sistema a la carga total conectada de un sistema o a la parte del sistema bajo consideración. Frente muerto.- Sin partes vivas descubiertas hacía las personas en el lado de accionamiento del equipo. Gabinete.- Caja diseñada para montaje de superficie o embutida , provista de un marco o pestaña en el cual hay o pueden colocarse puertas de bisagra. Guarda.- Carcaza o cubierta de los aparatos o la cerca o paredes que rodean una instalación para evitar a las personas un contacto accidental con partes energizadas, o para proteger el equipo contra daño físico. Hermético (a.).- (Aplicado a equipo eléctrico). Construido de tal modo que el agente externo de que se trata (y que en cada caso debe mencionarse) no puede penetrar a la caja que protege al equipo. Instalación de utilización.- Para los fines de la presente norma, se aplica a la instalación de un usuario del servicio público de energía eléctrica.

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Instalación eléctrica.- Cualquier combinación de equipo eléctrico que se encuentra interconectado, incluyendo los conductores y demás elementos de interconexión y accesorios, dentro de un espacio o localización determinados. Instalación oculta.- La que tiene canalización embutida en muros, techos, pisos, etc., o dentro de éstos, en forma que no sea visible. Instalación visible.- Instalación en línea abierta o en canalización colocada en forma que sea visible. Interruptor.- Dispositivo que puede abrir un circuito eléctrico, cuando circula corriente, con un valor hasta el de la capacidad del mismo dispositivo, sin sufrir daño alguno. Interruptor automático.- Dispositivo diseñado para abrir y cerrar un circuito por medios no automáticos y que abre el circuito automáticamente a una sobrecorriente predeterminada, sin daño para el mismo, cuando se le usa de manera adecuada dentro de sus capacidades nominales. Ajuste (de un interruptor automático).- El valor de la corriente de tiempo o de ambos a los cuales se gradúa el disparo de un interruptor automático ajustable. Ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automático puede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara o el tiempo requerido para hacerlo, dentro de límites definidos. Disparo instantáneo (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción de disparo del interruptor no se ha introducido intencionalmente ningún retardo. No ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automático no puede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara, ni el tiempo requerido para su funcionamiento. Tiempo inverso (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción de disparo del interruptor sea introducido intencionalmente un retardo que decrece a medida que la magnitud de la corriente aumenta. Interruptor de uso general.- Interruptor para utilización en distribución general y circuitos derivados. Está calibrado en amperes y puede interrumpir su corriente nominal a la tensión nominal. Interruptor contra fallas a tierra (ICFT).- Dispositivo destinado a la protección personal, que funciona para desenergizar un circuito o una parte del mismo, dentro de un período determinado, cuando ocurre una corriente de falla a tierra que excede un valor predeterminado, menor que el necesario para accionar la protección contra sobrecorriente del circuito de alimentación.

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Interruptor separador.- Un interruptor previsto para aislar un circuito eléctrico de la fuente de alimentación. Este no tiene capacidad de interrupción y está previsto para funcionar solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio. Línea aérea.- Es aquella que está constituida por conductores desnudos o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportados por estructuras o postes, con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores. Línea subterránea.- Es aquella que está constituida por uno o varios cables aislados que forman parte de un circuito eléctrico o de comunicación, colocados bajo el nivel del suelo, ya sea directamente enterrados, en ductos o con cualquier otro medio de protección mecánica. Lugar de condiciones corrosivas.- Se incluyen en esta designación los lugares húmedos o mojados; lugares situados en zonas costeras (hasta aproximadamente 50 kms. tierra adentro); los lugares donde existen gases, vapores o polvos de productos químicos, ácidos o alcalinos y lugares similares. Lugar húmedo.- Lugares parcialmente protegido bajo aleros y toldos, porches y corredores techados y abiertos, lugares similares y ambientes interiores con un grado de humedad moderado, tales como algunos sótanos, graneros y depósitos refrigerados. Lugar mojado.- Instalaciones bajo tierra, en losas o mampostería, que están en contacto directo con tierra y lugares sometidos a saturación con agua u otros líquidos, tales como áreas de lavado de vehículos y lugares expuestos a la intemperie y no protegidos. Lugar peligroso.- Área o local en donde las instalaciones y el equipo eléctricos quedan expuestos a las condiciones de peligro que se originan por la existencia y concentración, en la atmósfera de los mismos lugares, de gases, vapores, líquidos volátiles, polvos o pelusas combustibles e inflamables. Lugar seco.- Lugar que normalmente no está sometido a derrames o humedad. Un lugar clasificado como seco puede estar temporalmente sometido a agua o humedad como es el caso de un inmueble en construcción. Luminario.- Es un aparato que distribuye, filtra o controla la luz emitida por una o varias lámparas, el cual incluye, todos los accesorios necesarios para la fijación protección y funcionamiento de dichas lámparas. Materiales eléctricos.- Componentes de una instalación eléctrica tales como conductores, canalizaciones, cajas de conexión y otros que individualmente no constituyen un equipo eléctrico.

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Medios de desconexión.- Dispositivo o grupo de dispositivos u otros medios por los cuales los conductores de un circuito pueden ser desconectados de su fuente de suministro. No automático.- Cuyo funcionamiento o acción implicada necesita de la intervención de personas para su control. Oculto.- Inaccesible debido a la estructura o al acabado del inmueble. Los conductores en canalizaciones ocultas son considerados ocultos, aunque se hacen accesibles al retirarlos de las canalizaciones. Operable desde fuera.- Capaz de ser manipulado sin exponer al operador al contacto con las partes vivas. Pararrayos de edificios (o de estructuras).- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas, que constituye un medio de conducir a tierra las descargas que inciden directamente sobre los puntos más elevados de un edificio o de una estructura de cualquier tipo. Persona idónea o calificada.- Aquella que está familiarizada con la construcción y manejo de equipo, así como con los riesgos existentes. Protección de falla a tierra para equipos.- Un sistema que protege al equipo de corrientes dañinas dirigidas hacía la falla a tierra, haciendo funcionar un medio de desconexión para abrir todos los conductores sin conexión a tierra del circuito dañado. Esta protección se da en niveles de corriente menores que aquellos que se requieren para proteger los conductores de algún daño, por medio del funcionamiento de un dispositivo que suministra un circuito de sobrecorriente. Protector térmico (referido a motores).- Dispositivo de protección, para ser instalado como parte integral del motor o un motocompresor y el cual, cuando se usa de manera apropiada, protege al motor contra sobrecalentamiento peligroso debido a sobrecarga o a falla del arranque. Protegido térmicamente (referido a motores).- Cuando aparece en la placa del motor la indicación que el motor está provisto de un protector térmico. Puente de unión.- Conductor confiable para proporcionar la conductividad eléctrica requerida entre partes de metal que hayan de ser conectadas eléctricamente. Puente de unión (de equipos).- La conexión entre dos o más partes del conductor de puesta a tierra de equipos. Puente de unión (en un circuito).- La conexión entre dos o más partes del conductor en un circuito, para mantener la capacidad de corriente requerida del circuito.

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Puente de unión principal.- La conexión entre el conductor puesto a tierra del circuito y el conductor de puesta a tierra de equipos, en la acometida. Punteado.- Interconexión permanente de las partes metálicas para formar un camino conductor que garantice la continuidad y capacidad de conducción eléctrica, para transportar con seguridad cualquier corriente a la que puedan estar sometidas. Puesto a tierra.- Conectado a tierra o a algún cuerpo conductor que sirve como tierra. Receptáculo.- Dispositivo de contacto instalado en una salida para la conexión de una sola clavija. Nota: Un receptáculo sencillo es un dispositivo de un solo juego de contacto. Uno múltiple es un dispositivo con dos o más contactos. Recinto.- Son las paredes o guardas alrededor de la instalación para prevenir el contacto del personal en forma accidental con partes energizadas, o para proteger el equipo contra daño físico. Resguardado.- Cubierto, cercado, encerrado o protegido de otra manera, por medio de cajas o tapas adecuadas, barreras, rieles, pantallas, placas o plataformas que suprimen el riesgo de contacto peligroso o acercamiento de personas u objetos a un punto peligroso. Rodeado por una caja, cubierta, cerca o paredes que impiden a las personas tocar accidentalmente las partes energizadas. Resistente a la intemperie (a prueba de intemperie).- Construido o protegido de manera que al estar expuesto a la intemperie no impide su buen funcionamiento. Equipos clasificados como "Resistente a la lluvia", "Hermético a la lluvia", "Hermético al agua" pueden clasificarse como "Resistente a la intemperie", si las condiciones climáticas tales como nieve, hielo, polvo o temperaturas extremas no representan un factor determinante. Salida.- En una instalación de utilización, caja de conexiones de la cual se toma la alimentación para una o varias cargas eléctricas determinadas, tales como las de luminarios, motores, contactos, etc. Seccionador.- Aparato de maniobra destinado a separar un circuito eléctrico de la fuente de energía. No tiene capacidad de interrupción de corriente y está destinado a ser manipulado solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio. Separado.- No fácilmente accesible a personas, a menos que se usen medios especiales de acceso. Servicio contínuo.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de una carga constante por un tiempo indefinidamente largo. 340


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Servicio intermitente.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento por períodos alternados: 1) Con carga y sin carga, 2) Con carga y parada, 3) Con carga, sin carga y parada. Servicio periódico.- Tipo de servicio intermitente en el cual las condiciones de carga son regularmente recurrentes. Servicio por corto tiempo.- Tipo de servicio que exige funcionamiento de una carga constante por un tiempo corto definido. Servicio variable.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de cargas a intervalos que pueden estar sujetos a amplias variaciones. Símbolo gráfico.- Es la representación gráfica de conductores, conexiones, aparatos, instrumentos y otros elementos que componen un circuito eléctrico. Sistema de alambrado de la propiedad.- El alambrado interior y exterior, entre el extremo del lado de la carga de la parte exterior de la acometida a la(s) salida(s); incluye los circuitos de fuerza, alumbrado, control y señales, junto con todos los herrajes correspondientes, accesorios y dispositivos de alambrado, ya estén instalados temporal o permanentemente; no incluyen el alambrado interno de artefactos, luminarias, motores, controladores, centros de control de motores y equipo similar. Sistema fotoeléctrico solar.- El total de los componentes y subsistemas que combinados, convierten la energía solar en energía eléctrica apropiada para conectar a una carga útil. Sobrecarga.- Funcionamiento de un equipo excediendo su capacidad normal o de plena carga nominal, de un conductor con exceso de corriente sobre su capacidad nominal, cuando tal funcionamiento, de persistir por suficiente tiempo, causa daño o sobrecalentamiento peligroso. Una falla, tal como un corto circuito o una falla a tierra, no es una sobrecarga. Sobrecorriente.- Cualquier valor de corriente mayor que la corriente nominal del equipo, o mayor que la capacidad de corriente de un conductor. La sobrecorriente puede ser causada por una sobrecarga (véase definición), un cortocircuito o una falla a tierra. Nota: Un equipo o conductor, bajo ciertas y determinadas condiciones, puede ser adecuado para una corriente mayor que la nominal; de ahí que los requisitos para la protección contra sobrecorriente se especifiquen para condiciones particulares. Subestación de usuario.- La subestación que es propiedad de un usuario del servicio eléctrico y cuya función, en el caso general, es modificar la tensión de alimentación del servicio en la forma en que se requiere para la distribución interior o para la utilización de la energía. 341


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Tablero.- Un panel o grupo de paneles individuales diseñados para construir un solo panel; incluye barras, dispositivos automáticos de protección sobrecorriente y puede tener o no interruptores para controlar los circuitos de fuerza, iluminación o calefacción. Está diseñado para instalarse dentro de una caja o gabinete colocado, embutido o adosado a una pared o tabique y ser accesible sólo por el frente. Tablero de distribución.- Panel sencillo, armazón o conjunto de paneles, de en donde se instalan, ya sea por el frente, por detrás o en ambos lados, interruptores, dispositivos de protección contra sobrecorriente y otras protecciones, soleras e instrumentos. Los tableros de distribución normalmente son accesibles desde el frente y desde atrás y no están previstos para instalarse dentro de gabinetes. Tensión (de un sistema).- Es el mayor valor eficaz de la diferencia de potencial entre dos conductores, cualesquiera del circuito al que pertenecen. En varios sistemas, tales como trifásico de 4 hilos, monofásico de 3 hilos y corriente directa, pueden existir circuitos con tensiones diferentes. Tensión a tierra (respecto a tierra).- En los circuitos puestos a tierra, es la tensión entre un conductor dado y el punto o el conductor del circuito que está puesto a tierra. En los circuitos no puestos a tierra es la mayor diferencia de potencial eficaz entre un conductor dado y cualquiera de los otros conductores del circuito. Tensión nominal.- Valor nominal asignado al circuito o sistema para la denominación de su clase de tensión, por ejemplo: 240/120, 220/127V, etc. La tensión real a la cual funciona el circuito varia dentro de una banda que permite un funcionamiento satisfactorio del equipo. Tierra.- Conexión conductora intencional o accidental entre un circuito o equipo eléctrico y la tierra o algún conductor que se usa en su lugar. Unidad de vivienda.- Uno o más habitaciones para uso como vivienda, por una o más personas y que incluye área para recibo, comedor, dormitorio e instalaciones permanentes para cocina y servicio sanitario. Usuario.- Cualquier persona, física o moral, a quien el organismo suministrador proporciona servicio eléctrico. (Se le llama también "consumidor"). Ventilado.- Provisto de medios que permiten una circulación de aire suficiente para evitar un exceso de calor, humos o vapores.

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10.2 SÍMBOLOS ELÉCTRICOS NOMBRE

SÍMBOLO

Acometida Apagador sencillo Apartarrayos Arbotante Arbotante incandescente interior

Arrancador a tensión reducida tipo autotransformador

Arranca Arrancador a tensión plena

Baja tubería

Banco de ductos indicando el número de vías

Batería de una celda

Batería multi-celda Bobina de operación * Lugar donde se indica la función

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NOMBRE

SÍMBOLO

Bobina en derivación Bobina en serie Botón de timbre Cable con aislamiento para tensiones mayores a 600 volts

A. T.

Cable con aislamiento para tensiones menores a 600 volts

B. T.

Cable de cobre desnudo para la red de tierras Caja de conexiones CONDUCTORES Símbolo general Cable de "n" conductores (x) Indica número de conductores y calibre CONEXIONES Cruce con conexión

Cruce sin conexión

Final de cable

Conexión a tierra

Conmutador de amperímetro

CV

Conmutador de voltmetro Corriente alterna Corriente directa

344


CA

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NOMBRE

SÍMBOLO

CONTACTOS Contacto normalmente abierto

Contacto normalmente cerrado

Contacto con bobina de soplo

CONTACTO DE ACCIÓN RETARDADA Normalmente abierto cuando la bobina está energizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está energizada

Normalmente abierto cuando la bobina está desenergizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está desenergizada Contacto enchufable 1 polo

Contactos de operación manual

Contacto monofásico en muro Contacto trifásico en muro Cuadro indicador DESCONECTADORES Símbolo general

345


2 polos

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NOMBRE

SÍMBOLO

Desconectador doble tiro ELEMENTOS DE OPERACIÓN Elemento térmico Elemento Magnético ESTACIÓN DE BOTONES De contacto momentáneo normalmente abierto

De contacto momentáneo normalmente cerrado Doble circuito con un contacto momentáneo normalmente abierto y un contacto momentáneo normalmente cerrado FUSIBLES Símbolo general

Fusible desconectador

Fusible en portafusible removible

INTERRUPTORES

Símbolo general

Termomagnético

Electromagnético

E

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NOMBRE

SÍMBOLO

Interruptor enchufable

Interruptor con elemento térmico de sobrecarga

Interruptor con elemento magnético de sobre carga

Interruptor con elemento magnético y térmico de sobrecarga

Interruptor de límite normalmente abierto Interruptor de límite normalmente cerrado Interruptor de límite de contacto cerrado sostenido Interruptor de límite de contacto abierto sostenido Interruptor de pié normalmente abierto Interruptor de pié normalmente cerrado

Interruptor de presión y vacío normalmente abierto

Interruptor de presión y vacío normalmente cerrado

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NOMBRE

SÍMBOLO

Interruptor de flotador normalmente abierto

Interruptor de flotador normalmente cerrado

Interruptor termostático normalmente abierto

Interruptor termostático normalmente cerrado

Interruptor de flujo normalmente abierto

Interruptor de flujo normalmente cerrado Interruptor de potencia (montaje removible) Interruptor de potencia con cuchillas desconectadoras INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN AM

Ampérmetro

MD

Medidor de Demanda Medidor de factor de potencia

FM

Frecuencímetro

FPM

Factorímetro

S

Sincronoscopio

VM

Voltímetro

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FP

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NOMBRE

SÍMBOLO VARHM

Varhorímetro

VARM

Vármetro

WM

Wattmetro

Para otros aparatos se debe indicar el nombre fuera del símbolo Aparato tal

LÁMPARAS PILOTO O INDICADORA Color rojo

R

Color ambar

A

Color verde

v

Color blanco

B

Color amarillo

Am

Color azul

Az

Con contacto de prueba Luminaria fluorescente Luminaria para alumbrado de emergencia

Ó

Luminario incandescente Luminario incandescente a prueba de vapor NOMBRE

SÍMBOLO

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VMAM

Luminario de vapor de mercurio aditivos metálicos VM

Luminario de vapor de mercurio VSAP

Luminario de vapor de sodio alta presión VSBP

Luminario de vapor de sodio baja presión MÁQUINAS ROTATIVAS GEN

Generador

MOT

Motor Medidor de compañía suministradora de energía

Pararrayo

Registro eléctrico RELEVADORES Símbolo general básico (*) En este lugar debe aparecer el número de designación correspondiente al tipo de relevador Resistencia (*) Lugar donde se indica el valor Resistencias valor fijo Sube tubería Tablero de distribución de alumbrado Tablero de distribución de fuerza TERMINALES Símbolo general NOMBRE

SÍMBOLO

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Tablilla de terminales

Tablilla de "n" terminales

Transformador

Autotransformador

Autotransformador variable

Transformador de corriente

Transformador de potencial CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES Símbolo que se debe de colocar al lado del símbolo del transformador 2 fases, 3 hilos

2 fases, 3 hilos y tierra

2 fases, 4 hilos

2 fases, 5 hilos y tierra

3 fases, 3 hilos (conexión delta)

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NOMBRE

SÍMBOLO

3 fases, 3 hilos (conexión delta con tierra)

3 Fases, 4 hilos (conexión delta sin tierra)

3 fases, 4 hilos (conexión delta con tierra)

3 fases (delta abierta)

3 fases (delta abierta con tierra)

3 fases, 4 hilos (estrella con tierra)

3 fases (conexión zig-zag)

3 fases (conexión Sctott ó T) Varilla de tierras con registro Varilla de tierras sin registro

352


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CONTENIDO APENDICE A.......................................................................................................... 354 OBJETIVO............................................................................................................... 354 1.1 NORMATIVIDAD............................................................................................... 354 1.2 CONDICIONES GENERALES DE SERVICIO .................................................. 354 1.2.1 Condiciones ambientales ............................................................................... 354 1.2.2 Operación del sistema.................................................................................... 354 1.2.3 Cargas del sistema......................................................................................... 355 1.3 CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA .................................... 356 1.3.1 Voltaje de acometida ...................................................................................... 356 1.3.2 Diagrama de distribución................................................................................ 356 1.3.3 Subestación eléctrica ..................................................................................... 356 1.3.4 Voltaje de operación de los equipos de fuerza............................................... 357 1.3.5 Voltaje de operación de los equipos de alumbrado ........................................ 358 2.0 MEMORIA DE CÁLCULO ................................................................................. 359 2.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR .............................. 359 2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO ................................................................... 361 2.2.1 Corto circuito trifásico ..................................................................................... 361 2.2.2 Corto circuito monofásico ............................................................................... 365 2.3 CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS ............................................................... 366 2.4 CÁLCULO DEL CALIBRE DE CONDUCTORES .............................................. 370 2.5 CALIBRACIÓN DE INTERRUPTORES............................................................. 375 2.6 ESTUDIO DEL FACTOR DE POTENCIA.......................................................... 375 2.7 ESTUDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN.................................................................. 378 2.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO............................................................................ 383 2.8.1 Alumbrado exterior ......................................................................................... 383 2.8.2 Alumbrado interior .......................................................................................... 385 2.9 CÁLCULO DE LA PLANTA DE EMERGENCIA ................................................ 389


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APENDICE A OBJETIVO Se diseñará el proyecto eléctrico para la planta de tratamiento de agua, bajo los procedimientos de diseño descrito en este manual, de tal forma que se cumplan los requisitos de seguridad, continuidad, eficiencia, flexibilidad y economía de la planta. 1.1 NORMATIVIDAD El proyecto eléctrico de la planta de tratamiento de agua estará diseñado de acuerdo con la última revisión de las siguientes normas: NOM-001-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica CFE

Comisión Federal de Electricidad

IEEE

Institute of Electrical and Electronical Engineers

ANSI

American National Standards Intitute

NEMA

National Electrical Manufacturers Association

ASTM

American Society for Testing Materials

IEC

International Electrotechnical Commission

1.2 CONDICIONES GENERALES DE SERVICIO 1.2.1 Condiciones ambientales La temperatura ambiente promedio es de 30°C. La temperatura ambiente máxima es de 40°C. La altitud a la cual estarán instalados los equipos es de 2200 msnm. El tipo de atmósfera a considerar será húmeda. 1.2.2 Operación del sistema Se suministrará energía eléctrica a la planta de tratamiento de agua para la alimentación de los equipos electromecánicos, así como para alumbrado interior y exterior. La planta operará normalmente las 24 horas del día con 11 motores de servicio contínuo, 5 de relevo, así como un tablero de distribución para alumbrado y contactos.

354


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Se contará con una planta de emergencia, la cual deberá tener la suficiente capacidad para alimentar el tablero de distribución para cargas de alumbrado y contactos, así como 4 motores de servicio continuo y 3 de relevo. Los motores de servicio continuo y los motores de relevo se accionarán a pie del motor o bien desde el CCM-1. Los motores podrán ser accionados manualmente a pie del motor o bien desde el cuarto de control. En cada arrancador existirá un interruptor de tres posiciones, manual fueraautomático. Se contará con motores de relevo en el cárcamo de aguas crudas, en el sedimentador, equipos de bombeo interno, cloradores y cárcamo de aguas tratadas. El alumbrado exterior solo será utilizado por las noches. En el caso de los servicios propios de la planta en los locales para oficinas se considera adecuado emplear luminarias fluorescentes. Tanto en áreas abiertas como en baños se emplearán luminarias incandescentes. Para el alumbrado exterior se consideran apropiadas las luminarias de vapor de sodio tipo punta de poste. En caso de que el transformador este fuera de servicio ya sea por falla o mantenimiento, el sistema eléctrico será capaz de operar el 50% de la capacidad total de la planta, por medio de la planta de emergencia 1.2.3 Cargas del sistema La planta de tratamiento de agua contará con las siguientes cargas: a) Para el cárcamo de aguas crudas 1 motor de 7.45 kW (10 C.P) en servicio continuo 1 motor de 14.9 kW (20 C.P) en servicio continuo 1 motor de 14.9 kW (20 C.P) de relevo b) Para el sedimentador 1 motor de 3.73 kW (5 C.P) en servicio continuo 1 motor de 3.73 kW (5 C.P) de relevo c) Para bombeo interno 1 motor de 14.9 kW (20 C.P) en servicio continuo 1 motor de 14.9 kW (20 C.P) de relevo 1 motor de 22.35 kW (30 C.P) en servicio continuo

355


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1 motor de 22.35 kW (30 C.P) de relevo d) Para el espesador de lodos 2 motores de 3.73 Kw (5 C.P) en servicio continuo e) Para los cloradores 1 motor de 5.58 kW (7.5 C.P) en servicio continuo 1 motor de 5.58 kW (7.5 C.P) de relevo f) Cárcamo de aguas tratadas 2 motores de 44.70 kW (60 C.P) en servicio continuo 1 motor de 74.5 kW (100 C.P) de relevo g) Un transformador de servicios de 15 Kva 1.3 CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA El suministro eléctrico estará a cargo de la Comisión Federal de Electricidad y tendrá las siguientes características: 1.3.1 Voltaje de acometida La acometida será subterránea a una tensión de 23 kV y 60 Hz. 1.3.2 Diagrama de distribución El Sistema de distribución propuesto es el radial simple, con un transformador. Teniendo una planta de emergencia que proporcionara el 50% de energía en caso de falla del sistema. Debido a que la densidad de carga es relativamente alta, la distribución será a partir de un sólo centro de carga (ccm-1) el cual se ubicará en el cuarto de control. 1.3.3 Subestación eléctrica La Comisión Federal de Electricidad entregará la energía eléctrica en la subestación existente la cual reducirá el voltaje de distribución a un voltaje adecuado de utilización. La subestación estará integrada por un banco de transformación el cual absorberá el 100% de la carga. Debido a que las instalaciones de la planta de tratamiento de agua están ubicadas en una zona poblada con condiciones metereológicas normales, la subestación adquirida es para servicio intemperie NEMA 3R tipo compacta.

356


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La subestación compacta será montada sobre una base de concreto armado y su ubicación será lo más próxima al ccm-1. Los equipos para maniobra y protección en alta tensión incluidos en la subestación son: a) Cuchilla de paso Con la finalidad de aislar eléctricamente el interruptor en aire (ruptofusible) de la fuente de alimentación, para efectos de mantenimiento o reposición de fusibles, la subestación compacta contará con un juego de tres cuchillas desconectadoras, para operar en grupo, sin carga, de tiro sencillo y dispositivo de cierre y apertura rápida. b) Apartarrayos La subestación contará con un juego de tres apartarrayos con el fin de proteger el sistema de las sobretensiones por efecto de descargas atmosféricas (sección 280 NOM-SEMP-1994). c) Dispositivo general de protección La subestación tendrá en el lado primario (acometida), un dispositivo general de protección contra sobrecorriente adecuado a la tensión y corriente de servicio (sección 2401-5 NOM-SEMP-1994), y de acuerdo con lo establecido en el capítulo 18 del libro de especificaciones. 1.3.4 Voltaje de operación de los equipos de fuerza Debido a que la selección adecuada del voltaje con respecto a la potencia de los motores, representa un importante costo económico, se elegirá un voltaje de 440 volts de acuerdo con la siguiente gráfica.

357


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voltaje de operación

440

2300

4000

6600

13200 100

200 300 400 500

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

10000 C.P.

voltaje recomendado voltaje posible no recomendado

1.3.5 Voltaje de operación de los equipos de alumbrado Las luminarias de vapor de sodio empleadas en el alumbrado exterior requieren un voltaje de 220 V. Las luminarias fluorescentes e incandescentes del alumbrado interior y contactos requieren para su operación de un voltaje de 127 V. Estos voltajes serán obtenidos de un transformador tipo seco con relación de transformación de 440/220-127 V.

358


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2.0 MEMORIA DE CÁLCULO 2.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR a) Para el cálculo de la capacidad del transformador (T-2) para “servicios propios” de la planta se considera que la carga instalada es la siguiente: Alumbrado en edificio principal Alumbrado en caseta de vigilancia Alumbrado exterior Alumbrado en motores Contactos en edificio principal Contactos en caseta de vigilancia

= 2588.8 W = 550 W = 2000 W = 500 W = 5600 W = 1000 W

Carga total instalada = 12238.8 W = 12.2388 kW El factor de potencia con que está trabajando la carga es de 0.9, por lo tanto, la potencia en kVA será: kVA = kVA

12.238 0.9

= 13.5987 kVA

En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada durante el día, de la cual se obtienen los factores de corrección: kW 10 8 contactos

65400 4780

4

alumbrado

alumbrado

2

2

4

6

8

10

12 14

16 18

20 22 24

Hrs

DEMANDA VS TIEMPO Factores de corrección: F.DEMANDA ALUM = F.DIVERSIDAD ALUM = F.DEMANDA CONT. = F.DIVERSIDADCONT. =

DEM. MÁXIMA CARGA INST.

4780 5638.8

SUMA DE LA DEM.MÁX. DEM.MÁX. RESULTANTE 5400 6600 5400 5400

= 0.818 = 1

359


=

=

= 0.847 4780 4780

= 1

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kVA de transformación necesarios por concepto de la carga instalada kVATALUM = Carga Instalada X

F.Demanda 0.847 = 6.265 X F.Diversidad 1

kVATALUM = 5.306 kVA kVATCONTACTOS = 7.33 X

0.818 = 5.996 kVA 1

Los kVA que debe alimentar el transformador son: kVAT = kVATMALU + kVATCONT. = 5.306 + 5.996 kVAT = 11.302 kVA Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tiene que: kVAT = 11.302 x 1.20 = 13.562 kVA Por lo que se selecciona un transformador de: 15 kVA b) Capacidad del transformador T-1 Para el cálculo de la capacidad del transformador T-1 que alimentará a la planta de tratamiento se considerá que la carga instalada es la siguiente: Motores = 302.13 kW Transformador T-2 = 15 kVA El factor de potencia con que está trabajando la instalación es de 0.9 atrazado. Por lo tanto, los kVA que consumen los motores son: 302. 13 = 335.7 kVA 0.9

kVA =

Carga total instalada será = 350.7 kVA En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada durante el día, de la cual se obtienen los factores de corrección. kVA

Fuerza motriz

200 188.57 175 150 125 100 75 50 25 0 2

4

6

8 10 12 14 16 18 20

Demanda vs Tiempo 360


22 24 Hrs.

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Factores de corrección de los motores. F.Demanda =

Dem.Máxima 188.57 = = 0.56 Carga instalada 335.7

F.Diversid ad =

Suma de las Dem. Max. 271.4 = =1 Dem.Max.Re sultante 271.4

Los KVA de transformación necesarios para alimentar a los motores KVATMÁX. = Carga Inst. X

F.Demanda 0.56 = 335.7 X F.Diversid ad 1

KVATMÁX. = 187.992 kVA

Los kVA que debe suministrar el transformador son: kVAT = 187.992 + 15 = 202.992 kVA Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tiene que: kVAT = 202.992 x 1.2 = 243.59 kVA Por lo que se selecciona un transformador comercial que es de: 300 kVA 2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO De acuerdo a lo indicado en el capítulo 2 del libro de Diseño de instalaciones eléctricas, el cálculo del corto circuito monofásico y trifásico se realizará por el método en por unidad. 2.2.1 Corto circuito trifásico Para determinar el valor de la corriente de corto circuito trifásico se deben considerar los datos indicados en el siguiente diagrama unifilar:

361


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362

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kVABASE = 300 kVA Se tiene para motores mayores de 37.3 kW (50 C.P) que su X = 0.20 p.u y para motores menores de 37.3 kW (50 C.P) que su X=0.28 p.u (ver capítulo 2). Se considera como caso crítico, que en un momento dado el motor de 100 C.P. se encuentre en operación. Diagrama de impedancias

Las impedancias de los elementos referidos a la base Para la red Zr(0/1) =

kVAb 300 = = 0.003 p.u. kVAcc 100000

Para el transformador T1 Ya que la potencia base seleccionada es la misma que la del transformador, entonces tomaremos los valores directamente. ⎛ kVAb ⎞ 300 ⎟ = 0.03 x ZT1 = Z ⎜ = 0.03 p.u. 300 ⎝ kVA T1⎠

Para el transformador T2 ⎛ kVA b ⎞ 300 Z T2 = Z ⎜ = 0.6 p.u. ⎟ = 0.03 x 15 ⎝ kVA T2 ⎠

363


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Para los motores ⎛ kVA b ⎞ XM100 = Xm ⎜ ⎟ ⎝ kVA m ⎠ 300 0.20 x = 0.60 p.u. 100 X

M60

= 0.20 x

XM30 = 0.28 x

300 = 2.8 p.u. 30

XM20 = 0.28 x

300 = 4.2 p.u. 20

XM10 = 0.28 x

300 = 8.4 p.u. 10

XM7.5 = 0.28 x XM5 = 0.28 x XEQ.TOT. =

300 = 1.00 p.u. 60

300 = 11.2 p.u. 7.5

300 = 16.8 p.u. 5

1 = 0.3089 p.u. 1 2 1 2 1 1 3 + + + + + + 0.60 1.00 2.8 4.2 8.4 11.2 16.8

364


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Cálculo de la corriente de corto circuito ICCSIM =

kVAb

=

3 ZTOT kVb

300

0.0284

( 3)

( 0.44)

= 13860.841 A

ICCASIM = Icc k = 13860.841(1.25) = 17326.051 A

Cálculo de la potencia de corto circuito PCCSIM =

kVAb ZTOT

=

300 = 10563.380 KVA 0.0284

PCCASIM = PCCASIM(k) = 10563.380(1.25) = 13204.225 KVA

2.2.2 Corto circuito monofásico El diagrama de reactancias de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, por lo tanto, la reactancia de secuencia positiva es: X1 = 0.0284 El valor de la reactancia de secuencia negativa es igual a la secuencia positiva: X2 = -0.0284

365


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Diagrama de secuencia cero

XR

XT2 XT1=0.03

Todos los motores tienen conexión Δ X1= 0.0284 p.u

X2= 0.0284 p.u

X0= 0.03 p.u X1 = X2 = X0 =

Xp.u. (KVb )2 1000 kVAb

=

0.0284x0.442 x1000 = 0.0183 Ω 300

0.03x0.442 x1000 = 0.01936 Ω 300

I1fccsim =

3 V L-N X1 + X2 + X0

3x

=

440

3 = 13618.698 A 0.0183 + 0.0183 + 0.01936

2.3 CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS La planta contará con una red principal en la zona de la subestación. Esta malla estará formada por conductores de cobre desnudo CAL. 4/0 AWG, enterrados a una profundidad de 70 cm, como mínimo. Se utilizarán varillas de cobre Copperweld de 16 mm de diámetro y de 3 m de longitud. Esta red principal será utilizada para la conexión a tierra de los siguientes equipos: Transformador Neutro del transformador Apartarrayos Gabinetes de la subestación compacta. 366


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El valor máximo de la resistencia de la red será 10 ohms Cálculo de la red secundaria La red secundaria estará formada por conductores de cobre desnudo, enterrados a una profundidad de 70 cm como mínimo. La sección transversal mínima de los conductores para puesta a tierra para canalizaciones y equipos será la indicada en la tabla 5.4 del capítulo 7 de Diseño. Se calculará el sistema de tierras con los siguientes datos: Corriente de falla (I0) = 13860.841 A Tiempo de duración = (t) = 4 ciclos = 0.066 Seg Terreno: Terreno semi-húmedo (ρ) = 70 Ω - m (Medido) Tierra con guijarros y cemento (ρs) = 2500 Ω - m Temperatura ambiente (Ta) = 40ºC (Medido) Conector soldable (Tm) = 450ºC Corriente eficaz máxima de falla a tierra Icc = I0 x F.D. x F.S = 13860.841 x 1.39 x 1 = 19266.568 A *F.D. Dato del capítulo 5 de Procedimientos F.S. Factor de seguridad para esta instalación es de 1 Calibre mínimo requerido: A=

ICC ⎛ Tm - Ta ⎞ log ⎜ + 1⎟ 234 + Ta ⎝ ⎠ 33S

=

19266.568 ⎛ 450 - 40 ⎞ log ⎜ + 1⎟ ⎝ 234 + 40 ⎠ 33x0.066

= 45110.203 CM

El calibre mínimo es de 3 AWG (52,640 cm), pero se usará el calibre 2 AWG (para reducir el tamaño de la malla secundaria). Longitud mínima del conductor de la red de tierra km =

1 D2 1 + Ln (3/4) (5/6) (7/8)... Ln 16 hd π 2π

km =

4 1 ⎞ 1 ⎛ 3⎞ ⎛ + Ln ⎜ ⎟ = 0.524 Ln ⎜ -3 ⎟ 2π ⎝ 16x0.7x7.42x10 ⎠ π ⎝ 4⎠

367


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L=

kmki ρICC t 0.524x 1.166x 70 x 19266.568x 0.066 = 116 + 0.17ρs 116 + 0.17 x 2500 L = 391.297m

Número de varillas

Nv Ar = 0.6x (40x57) = 28.649 ≈ 29

Por lo que el número de varillas será de 29 Longitud propuesta para la red de tierras es: Lprop = (No. de conductores verticales x long) + (No. de conductores horizontales x long) + (Nv x long) = (5 x 40) + (2 x 57) +(29 x 3) = 401 m. La malla propuesta será la siguiente: 27 m

2m

2m

40m

Por lo que la resistencia de la red de tierras será:

R= donde:

r=

Ar

π

=

ρ

4r

+

L

(57x40) = 26.939 m π

368


ρ

26 m

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Por lo que:

70 70 + = 0.824 4 × 26.939 401 Potencial en la red de tierras E = Icc x R = 19266.568 x 0.824 = 15875.65 V R=

Potenciales tolerables Ep =

Ec =

116 + 0.7ρs 116 + 0.7x2500 = = 7263.395 V t 0.066

116 + 0.17ρs 116 + 0.17x2500 = = 2105.839 V t 0.066

Potenciales probables: ks =

ks =

1 ⎛ 1 + ⎜

1

+

1

+

1

π ⎝ 2h D + h 2D 3D

⎞ + ...⎟ ⎠

1⎛ 1 1 1 ⎞ + + ⎜ ⎟ π ⎝ 2x0.7 2x0.7 2x2 ⎠

ks = 0.534

Epr = kski ρ

Em = kmkiρ

Icc Lprop

= 0.534x1.166x70x

19266.568 = 2094.10 V 401

Icc 19266.568 = 0.524 x1.166x70 x = 2054.88 V Lprop 401

Condiciones de seguridad: Epr < Ep Em < Ec 2094.10 < 7263.39 2054.88 < 2105.83 Por lo tanto la red propuesta cumple con las condiciones de seguridad

369


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2.4 CÁLCULO DEL CALIBRE DE CONDUCTORES El cálculo de los conductores eléctricos y de tubería de los circuitos, se hacen de acuerdo al procedimiento indicado en capítulo 3 del libro de Diseño de instalaciones eléctricas. 1) Cables de alimentación al circuito CF-9 a) Consideraciones generales En el circuito CF-9 se tiene un motor de 74.5 kW (100 C.P) con una tensión de alimentación de 440 V. Los conductores de alimentación irán en tubería conduit tipo pesado dentro de un banco de tuberías subterráneo, que tiene una temperatura del terreno de 35ºC a una profundidad de más de 0.3 m y a una distancia del alimentador de 125 m. El motor es de 1800 r.p.m. b) Se empleará un cable del tipo THW a 75ºC y una tensión de operación de 600V 2) Cálculo por corriente a) Corriente nominal Se obtendrá el valor de la corriente nominal del motor de la tabla 2.25 del capítulo 2 del libro diseño de instalaciones eléctricas para un motor de 74.5 kW (100 C.P) In = 130 A b) Factores de corrección Para cables en ductos subterráneos ver tabla 2.8 del capítulo 2 del libro diseño de instalaciones eléctricas el F.C.T. es de 0.88, el F.C.A. es de 1.0 debido a que son tres conductores activos (no se cuentan como conductores activos a los conductores de control ni al neutro). c) Corrección de la corriente nominal In 130 IC = = = 147.72 A (F.C.T.) (F.C.A). 0.88 x1 donde: IC = Corriente corregida Siendo el motor de servicio continuo se aplicará un factor de 125 % de la corriente nominal a plena carga. Isc = Ic x1.25 = 147.72x1.25 = 184.65 A

370


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d) Selección del calibre del conductor por corriente Conforme a la tabla 2.21 del capítulo 2 del libro Diseño de Instalaciones Eléctricas, el conductor será de 3/0 AWG. 3) Cálculo por caída de tensión El calibre del conductor es de 3/0 que tiene una sección transversal sin aislamiento de 85.03 mm2 y una longitud de 125 metros, entonces tendremos una caída de tensión de: e% =

2 3 L In 2 x 3x125x130 = = 1.5% VS 440 x 8503 .

La caída de tensión es menor al 3 % que nos indica la NOM-0001-SEMP-1994 para circuitos derivados; por lo tanto utilizaremos el conductor del calibre 3/0 AWG. 4) Selección del diámetro de la tubería Para la selección de la tubería tendremos que calcular el área que ocupan los conductores. Se tienen 3 conductores del calibre 3/0 AWG. Primero se procederá a calcular las áreas de cada conductor con aislamiento. a) Área del conductor del calibre 3/0 AWG A 3/0 =

π D2 4

=

π (15.1) 2 4

= 179.08 mm2

15.1 Es el diámetro del conductor con aislamiento que nos da el fabricante. b) Área total de los conductores

A T = No. de cond. x A 3/0 = 3 x179.08 = 537.24 mm

2

c) Área de la tubería Al ser más de dos conductores se utilizará el 40 % del área de la tubería.

A tub =

2 AT x 100 537.24 x 100 = = 1343.1mm 40 40

371


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d) Diámetro de la tubería

d

(tub ) =

4 x AT

π

=

4 x 1343 . 1

π

= 41 . 35 mm

Utilizaremos la tubería más cercana a la que se fábrica comercialmente, por lo tanto la tubería será de: 51 mm ( 2 pulgadas) Se seguirá el mismo procedimiento para cada circuito y al final llenaremos la tabla que a continuación se muestra:

372


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CTO

VALORES DE LOS MOTORES INSTALADOS V VALORES NOMINALES VALORES OBTENIDOS C.P. V r.p.m. F.C.T. F.C.A LONG In Isc CAL. e d (tub) long(tub) (m) (amp) (amp) (AWG) % (mm) (m) 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12 0.94 19 50 5 440 1800 0.88 1 70 7.9 11.2 12 1.32 19 70 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 1.73 19 105 10 440 1800 0.88 1 55 15 21.3 12 1.96 19 55 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 1.5 19 57 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 0.53 19 20 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 0.62 25 25 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2 2.34 38 125 100 440 1800 0.88 1 125 130 185 3/0 1.5 51 125 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12 0.94 19 50 5 440 1800 0.88 1 85 7.9 11.2 12 1.6 19 85 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 1.73 19 105 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 1.5 19 57 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 0.53 19 20 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 0.62 25 25 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2 2.34 38 125 VALORES DEL TABLERO DE DISTRIBUCION 14.3 440 V ---------- ----------- --------24 20 22.4 12 1.14 19 3 KW VALORES DE LA PLANTA DE EMERGENCIA F.P. long. KVA V r.p.m F.C.T. F.C.A In Ic CAL. e CHAROLA

No. PE-1

(m) 10

CTO. No. CF-1 CF-2 CF-3 CF-4 CF-5 CF-6 CF-7 CF-8 CF-9 CF-13 CF-14 CF-15 CF-16 CF-17 CF-18 CF-19 CD-12

250

480

0.8

--------

1.07

0.95

373

(amp) 300

(amp) 375.9

(AWG) 3/0

% 0.15

ANCHO cm 15

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Cálculo del alimentador principal Se utilizará ducto subterráneo y charola, con una temperatura ambiente de 35ºC máximo y una longitud de 24 metros. Se empleará un conductor de cobre tipo THW a 75ºC. El transformador es de 300 kVA con un voltaje de 440 en el secundario, por lo tanto la corriente en el secundario será: I =

kVAx1000 3 Vn

=

300x1000 3 440

= 393.65 A

Al transformador solamente podremos sobrecargarlo un 20%, por lo tanto la corriente máxima será de: Im = I x 1.20 = 393.65 (1.2) = 472.38 A Siendo los valores de corrección los siguientes: F.C.A. = 1 F.C.T. = 0.88 Ic =

472.38 = 536.8 A 0.88 x 1

Por lo tanto seleccionaremos 2 conductores por fase de calibre 300 MCM (152.0 mm2) Caída de tensión: 2

%e =

( 3) (24) 393.65 440 (2) (152)

= 0.24

Siendo ésta aceptable. Comprobación por corto circuito Considerando Icc = 4962.9 A Qué es la corriente de corto circuito, en el punto de falla seleccionado y considerando un tiempo de liberación de falla, igual a 4 ciclos (0.06 seg). Se calcula la Icc máxima soportable por el conductor, Cal. 300 MCM, de: ⎡I⎤ ⎢⎣ A ⎥⎦

2

⎡ T + 234 ⎤ = 0.0297 log ⎢ 2 ⎥ ⎣ T1 + 234 ⎦

donde: T2 T1

= 150ºC que es la temperatura máxima de corto circuito. = 90ºC que es la temperatura máxima de operación del conductor. 374


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A

= Área del conductor en circular mils.

Por lo que la máxima corriente de corto circuito que puede soportar el conductor es: I= 23.370kA > Icc del sistema Por lo que se concluye que el conductor es adecuado. Protección del alimentador principal. La corriente nominal es de 393.65 A, la impedancia del transformador es de 3%, por lo tanto el ajuste del interruptor será del 125%.

Ιint = ΙN (1.25) = 393.65 (1.25) = 492.06 A Siendo la protección de 3x500 A 2.5 CALIBRACIÓN DE INTERRUPTORES Cálculo del interruptor Aplicando las consideraciones de la NOM-001-SEMP-1994, para una protección con interruptor termomagnético de tiempo inverso, se tiene que: Para el motor de 74.5 kW (100 C.P) In = 130 A IPROT = 200% (130 A) IPROT = 2 (130 A) IPROT = 260 A Por lo tanto se elige una protección de 3X250 A 2.6 ESTUDIO DEL FACTOR DE POTENCIA El objetivo principal del estudio del factor de potencia será con el fin de evitar las erogaciones por consumo de energía reactiva. El procedimiento descrito en el capítulo 2 de diseño para calcular el factor de potencia, se basa en la determinación de la carga reactiva ( KVAR) y la carga real (KW) del motor a partir de los datos del fabricante de equipo. El equipo que más contribuye en el bajo factor de potencia es principalmente el motor, sin embargo con el objeto de aproximar al máximo posible el cálculo se considerará la corriente de vacío del transformador. De acuerdo a información de fabricante, la corriente de vacío corresponde al 2% aproximadamente de la capacidad nominal. Para fines prácticos, la corriente de vacío se tomará como 100% de reactivos. 375


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Debido a su baja influencia en el factor de potencia, no se considera el consumo de reactivos de los equipos de alumbrado. El factor de potencia mínimo admisible será de 0.9 (-) La instalación de los capacitores en caso de que se requieran será del lado de baja tensión. Cálculo del factor de potencia MOTORES. No. de motores 2 1 2 1 1 4

C.P. 60 30 20 10 7.5 5

η

F.P. 0.91 0.89 0.88 0.88 0.86 0.85

0.91 0.89 0.88 0.87 0.87 0.85

V 440 440 440 440 440 440

kW 44.76 22.38 14.92 7.46 5.595 3.73

TRANSFORMADORES. No.transf.

kVA

kW

% Iexc

%Z

F.P.

1 1

15 300

13.5

2.0 2.4

3.0 30

0.9

Los datos de F.P., η , Iexc y %Z se dan en el capítulo 2 del Manual de Procedimientos y se considera que los motores trabajan al 100% de su carga. Las potencias reactivas son: De los motores kVAR60 = kW tg (arc cos F.P.) kVAR60 = 44.76 tg (arc cos 0.91) = 20.39 kVAR kVAR30 = 22.38 tg (arc cos 0.89) = 11.46 kVA kVAR20 = 14.92 tg (arc cos 0.88) = 8.05 kVAR kVAR10 = 7.46 tg (arc cos 0.88) = 4.02 kVAR kVAR7.5 = 5.595 tg (arc cos 0.86) = 3.32 kVAR kVAR5 = 3.73 tg (arc cos 0.85) = 2.31 kVAR De los transformadores El banco de capacitores se instalará en el bus de 440 Volts, por lo cual no se consideran los kVAR del transformador de 300 kVA, pero si los kVAR del transformador de 15 kVA el cual se encuentra trabajando al 80% de su capacidad nominal. kVARVACIO = kVAnom x Iexc = 15x0.02 = 0.30 kVAR kVAR100% = kVAnom x Z = 15x0.03 = 0.45 kVAR 376


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Por lo que la potencia reactiva total del transformador es: kVART = kVART2(vacio) + kVAR(AL 80 %) donde: kVAR(al 80%) = kVAR(al 100%) X

kVAR(al 80%) = 0.45 X

KVA ( KVA )

( 12 ) 15

%

2

nom

2

kVAR(al 80%) = 0.288 Por lo tanto: KVAT = 0.3 + 0.288 = 0.588 Los kVAR del sistema son: kVARSISTEMA = kVARTODOS LOS MOTORES + kVARTRANSF. = 2(20.39)+11.46+2(8.05) +4.02+3.32+4(2.31)+0.588 = 85.50 kVA2 Los kW del sistema son: kWSISTEMA = kW de los motores + KWT2 = 2(44.76)+22.38+2(14.92)+7.46+5.596+4(3.73) = 169.716 kW En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia 74.5 kW (100 C.P.), aunque éste es de relevo, para efectos de cálculo se considera que podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motores también lo estén. Por lo tanto los kVA de nuestro sistema serán: kVA SISTEMA =

(kVAR SISTEMA )2 + (kWSISTEMA)2

kVA SISTEMA =

(85.50)2 + (169.71)2

kVA SISTEMA = 190.036 kVA

377


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El F.P. del sistema es: F.P. =

kWSISTEMA KVA SISTEMA

F.P. =

169.716 = 0.893 190.036

Corrección del F.P. Se usa la tabla 2.32 del capítulo 2 de Procedimiento y este valor es 0.058 kVAR(N) = 169.716 x 0.058 kVAR(N) = 9.843 kVAR Comprobación del F.P. corregido: kVARCORREGIDO= kVARSISTEMA - kVARN =85.50 - 9.843 kVARCORREGIDO = 75.657 kVAR 2

kVA CORREGIDO = kWSISTEMA + KVAR SISTEMA

2

kVA CORREGIDO = (169.716)2 + (75.657)2 kVA CORREGIDO = 185.815 KVA F.P.CORREGIDO =

KWSISTEMA KVA CORREGIDO

F.P.CORREGIDO =

169.716 = 0.913 185.815

Siendo el triángulo de potencia como sigue.

Por lo que la potencia reactiva del banco de capacitores debe ser como mínimo de 9.843 kVAR para carregir el factor de potencia a 0.913. 2.7 ESTUDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN Considerando la condición más crítica, el arranque del motor mayor del grupo y los demás a plena carga.

378


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* Relevo ** En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia (100 C.P.), aunque éste es de relevo, para efectos de cálculo se considera que podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motores también lo estén.

379

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La tensión nominal de los motores es de 440 volts. Las corrientes nominales y de arranque de los motores se obtienen del capítulo 2 de libro de diseño de instalaciones eléctricas. Potencia de corto circuito mínima disponible: PCC = 100 MVA kVAbase = 300 Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base seleccionada se tiene: Z S(0/1) =

Sbase 300KVA = = 0.003 p.u. Scc 100,000KVA

Para la ZMOTOR 100 C.P.; con In = 130 A e IA = 758 A. Z mp =

Z ma

Vf − n 440 3 = = 1.95 Ω In 130

Vf − n 440 3 = = 0.335 Ω Ia 758

Para la ZMOTOR 44.7 kW (60 C.P).; con In =80.0 A 440 3 = 3.17Ω 80.0

Zmp =

Para la ZMOTOR 22.35 kW (30 C.P); con In = 42 A Zmp =

440 3 = 6.05 Ω 42

Para la ZMOTOR 14.9 kW (20 C.P); con In = 28 A Z mp =

440 3 = 9.07Ω 28

Para la ZMOTOR 7.45 kW (10 C.P); con In = 15 A Z mp =

440 3 = 16.94Ω 15

Para la ZMOTOR 5.58 kW (7.5 C.P); con In = 11A Zmp =

440 3 = 23.1Ω 11

380


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Para la ZMOTOR 3.725 kW (5 C.P); con In = 7.9 A Z mp =

440 3 = 32.16Ω 7.9

Refiriendo los valores en ohms a valores en por unidad Para el transformador T-1 Z T(0/1) =

Z%TSbase 3(300) = = 0.03 p.u. 100Strans 100 (300)

Para la ZMOTOR 74.5 kW (100 C.P). Z mp =

Z ma =

Sbase(Z mp )

1000

(1.95) (0.44)2

= 3.022 p.u

Sbase(Z ma ) 300 = 1000Strans 1000

(0.335) (0.44)2

= 0.519 p.u

1000Strans

=

Para la ZMOTOR 44.7 kW (60 C.P). 300

Z mp =

1000


300 1000


300 1000

Para la ZMOTOR 7.45 kW (10 C.P). Zmp =

300 1000

300

(3.17 ) (0.44)2

= 4.91 p.u.

(6.05) (0.44)2

= 9.38 p.u.

(9.07 ) (0.44)2

= 14.05 p.u.

(16.94) = 26.25 p.u. (0.44)2

Para la ZMOTOR 5.58 kW (7.5 C.P). 300 (23.01) Zmp = = 35.80p.u. 2 1000 (0.44) Para la ZMOTOR 3.72 kW (5 C.P).

Z mp =

300 1000

(32.16) (0.44)2

381


= 49.83 p.u.

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Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias:

Z EQ TOT = 0.033 + 0.369 = 0.402 I TOT =

1 = 2.487 0.402

382

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V1= 1 - 2.487(0.033) = 0.917 V1= 440 (0.917) = 403.48 V Cálculo de la caída de tensión %e=

VN− V1 440 − 403.48 = x 100 = 8.3 VN 440

% e = 8.3

Por lo que se concluye, que es posible el arranque a tensión plena; considerando la condición más crítica el arranque del motor de mayor capacidad más los otros a plena carga. 2.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO 2.8.1 Alumbrado exterior Cálculo del alumbrado de la subestación mediante proyectores. El área de la malla perimetral de la subestación es de 50 m2; el ancho es de 5 m y el largo de 10 m. Se propone iluminar dicha área con un proyector tipo VSAP de 250 W, 60 Hz y 220 V. Debido a sus características de resistencia a la corrosión, el alto factor de potencia y su facilidad de montaje. Se instalará en un poste de concreto ubicado como se muestra en la siguiente figura: P C E

B

6.1 m 7.07 m X

A

D 5 m

F

12 m

a) Nivel de iluminación recomendado El nivel de iluminación recomendado para la iluminación general de una subestación son 22 luxes valor tomado de la tabla 2402.3 a) de la NOM-001-SEMP-1994. b) Dimensiones del terreno: Largo = 10 m Ancho = 5 m

383


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c) Determinar el C.U. Para determinar el coeficiente de utilización es necesario calcular los siguientes ángulos: Punto crítico

Ángulos verticales

A

⎛ 7.07⎞ X PC = tan-1⎜ ⎟ ⎝ 6.1 ⎠

= 49.21°

B

⎛ 7.82⎞ X PC = tan-1⎜ ⎟ ⎝ 6.1 ⎠

= 52°

C

⎛ 9.21⎞ X PC = tan-1⎜ ⎟ ⎝ 6.1 ⎠

= 56.5°

Punto crítico

Ángulos horizontales

D E F

⎛ 2.20 ⎞ CPD = tan-1⎜ ⎟ = 13.81° ⎝ 8.94 ⎠ ⎛1.38 ⎞ ⎟ = 10.17° BPE = tan-1 ⎜ ⎝ 7.69 ⎠ ⎛ 0.418 ⎞ ⎟ = 3.38° APF = tan-1⎜ ⎝ 7.05 ⎠

d) Transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométrica del proyector, tenemos que los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar son 2025 y los lúmenes del haz del proyector son 5706 (Ver información de fabricante) Por lo tanto: CU =

Lumenes incidentes sobre el área a iluminar 2025 = = 0.35 Lumenes del haz del proyector 5706

e) Determine el FM Para determinar el factor de mantenimiento tenemos los siguientes datos: d = 0.7 D = 0.88 Siendo el valor del coeficiente de depreciación ya que es un luminario de tipo ventilado. Para el coeficiente D remítase a información de fabricante. Por lo tanto: FM = D x d = 0.7 x 0.88 = 0.61 f) Determine el nivel luminoso Nivel luminoso =

No. de proy.x lumenes x CU x FM Area total a iluminar 384


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Nivel luminoso =

1X 5706 X 0.35 X 0.61 = 24.364 luxes 50

Para calcular el alumbrado a los motores se procedió en forma análoga a la subestación resultando que, para cada motor será necesaria una lámpara incandescente de 100 W, 127 V y 60 Hz. Para calcular el alumbrado exterior con fines de vigilancia, se procedió en la misma forma que para la subestación, obteniendo la distribución mostrada en el plano de sistema de fuerza y alumbrado exterior. 2.8.2 Alumbrado interior 4 m.

Cálculo para el alumbrado del laboratorio por el método del lumen La luminaria seleccionada es del tipo fluorescente, blanco frío, 4x38 watts, 60 Hz y 127 volts.

10 m

Altura de montaje de la luminaria = 2.6 m los lúmenes por luminaria son 12400

a) Nivel de iluminación recomendado de acuerdo a I.E.S El nivel recomendado para esta actividad son 600 luxes b) Dimensiones del local Las dimensiones son: Ancho del local = 4 m Largo del local = 10 m Altura del local = 3 m c) Reflectancias en pared, piso y techo Los valores recomendados de reflectancias son: Reflectancia en pared blanca = 80% Reflectancia en piso gris claro = 49% Reflectancia en techo blanco = 80% Considere la reflectancia en piso gris claro como 50% para simplificar el cálculo.

385


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d) Determine el FM De los datos de fabricante obtenemos el valor para D = 0.89 Considerando que las luminarias se encuentren instaladas en un ambiente limpio, y se les realice limpieza cada dos años d= 0.78 Por lo tanto:

FM = D x d = 0.89 x 0.78 = 0.69 e) Determine el CU El índice de cuarto es:

IC =

(10 ) (4 ) = 1.09 A xL = H (A + L ) 2.6 (10 + 4 )

Remitiéndonos a los datos fotométricos de la lámpara, el CU correspondiente es 0.608 f) Determine el número de luminarias No. de luminarias =

No. de luminarias =

Nivel luminoso en luxes x Area Lumenes por luminario x CU x FM

600 (40) = 4.61≈ 5 luminarias 12400 (0.608) (0.69)

5 luminarias son lo mínimo a utilizar para cubrir los 600 lúxes. g) Determine el espaciamiento promedio entre luminarias Es =

Area 40 = = 2.82m No. de luminarias 5

h) Calcule el arreglo de las luminarias No. de luminarias emplazadas a lo largo = No. de luminarias emplazadas a lo ancho =

Largo 10 = Es 282 . ancho 4 = Es 282 .

Para obtener un arreglo uniforme se utilizarán 6 luminarias i) Calculando las distancias

386


= 354 . ≈ 3 = 141 . ≈ 2

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A lo largo del local

Entre lu min arias Entre luminarias y pared

=


10 = 3.33 m 3 =

3 .33 = 1 .66 m 2

=

4 =2m 2 =

2 =1m 2

El arreglo queda como se muestra en la siguiente figura:

4m

10 m Procediendo en forma análoga obtenemos los siguientes resultados para: La oficina 2 luminarias tipo fluorescente 4x38 W El pasillo 2 luminarias tipo fluorescente 2x38 W El baño del cuarto de control 1 lámpara incandescente 100 W El cuarto de control 3 luminarias tipo fluorescente 4x38 W El dormitorio de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente75 W El baño de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 60 W La caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 100 W *Todos a 60 H y 127 volts

387


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Calculo de alumbrado por el metodo de lumen. PROYECTO: ÁREA:

X

X

X

X X

LABORATORIO

FECHA: XX - XX - XX .

. No.

X X X

.

. PLANO No. X X X . CALCULO: X X X X X.

DATOS GENERALES a) Largo 10 m. DIMENSIONES b) Ancho 4 m. DEL LOCAL Altura piso piso a techo 3 m. c) ÁREA 40 m. TECHO 80 % MUROS 80 % d) NIVELES DE ILUMINACIÓN 600 LUX

REVISO: X X X X X .

DATOS DE LUMINARIA TIPO: FLUORESCENTE MARCA: HOLOPHANE CATALOGO: POTENCIA: 4 X 38 WATTS e) LUMENES POR LUMINARIA 11840 f) ALTURA DE MONTAJE SOBRE EL PLANAO DE TRABAJO 2.6 m. g) D = DEPRECIACIÓN DE LUMENES 0,89 % h) d = DEPRECIACIÓN DEBIDO AL POLVO 0,78 %

RESULTADOS i) FACTOR DE MANTENIMIENTO j) INDICE DEL LOCAL k) COEFICIENTE DE UTILIZACIÓN l) No. DE LUMINARIAS m) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS n) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO LARGO ñ) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO ANCHO DISTRIBUCIÓN A LO LARGO o) ENTRE LUMINARIAS p) ENTRE LUMINARIAS Y PARED DISTRIBUCIÓN A LO ANCHO q) ENTRE LUMINARIAS r) ENTRE LUMINARIAS Y PARED s) TOTAL DE LUMINARIAS A INSTALARSE CALCULOS i) FM = g x h = (8.89) (0.78) = 0.69 j) INDICE DEL LOCAL =c/(f x (a + b =(40)/(2.6) (10 + 4) = 1.09 l) No. DE LUMINARIAS =(d x c )/(e x k x i)=(600 x 40)/(11840 x 0.608 x 0.69) = 4.8325 m) SQR (c/l) = SQR (40/5) = 2.82

n) a/m (10) / (2.82) = 3.5 ñ) b/m = (4) / (_2.82) = 1.41 o) a/n = (10) / (3) = 3.33 p) o/2 = (3.33) / (2) = 1.66 q) b/ñ = (4) / (2) = 2 r) q/2 =(2) / (2) =1.

388


0,69 1,09 0,608 5 2.82 m 3.5 m 1.41 m 3.33 m 1.66 m 2m 1m 6 LUMINARIAS

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2.9 CÁLCULO DE LA PLANTA DE EMERGENCIA A continuación se dan los datos de las cargas. Datos de luminarios: TIPO DE

TENSIÓN

NÚMERO

CANTIDAD

ALUMBRADO Incandescente Fluorescente

NOMINAL 127 127

DE FASE 1 1

3 19

POTENCIA CONSUMIDA WATTS VA 100 100 182.4 202.67

POTENCIA TOTAL WATTS 300 3465.6

VA 300 3850.67

Datos de motores: POTENCIA (C.P.) 60 30 20 20 7.5 5 5

LETRA CODIGO K H G G E E E

NÚMERO DE FASES 3 3 3 3 3 3 3

TENSIÓN NOMINAL 440 440 440 440 440 440 440

TIPO DE ARRANQUE TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA TENSIÓN PLENA

FACTOR MULTIPLICADOR 1 1 1 1 1 1 1

VELOCIDAD (R.P.M.) 1800 1800 1800 1800 3600 3600 3600

(1 CP = 745 W) La orden en que entrarán los motores para ser alimentados por la planta de emergencia, es el mismo orden que se indica en la tabla anterior. Datos de otras cargas: NOMBRE DEL EQUIPO

Instrumentos para seguridad y control

TENSIÓN NOMINAL (VOLTS)

127

NÚMERO DE FASES

1

389

CANTIDAD

1

POTENCIA CONSUMIDA WATTS VA 35

35

POTENCIA TOTAL WATTS 35

VA 35

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Columna 5 En el motor de 44.7 kW (60 C.P.) Con letra código k, los kVA a rotor bloqueado serán de 606 (ver tabla 7.7.6 del capítulo 7 del Manual de Procedimientos). Columna 6 El factor de potencia al arranque del motor de 44.7 kW (60 C.P.) es de 0.35 y su potencia en kW será: kW60 = kVA x F.P Arranque kW60 = 606x0.35 kW60 = 212.1 Columna 7 La potencia nominal del motor en kVA será: kVA =

0.746xC.P. F.P.xEFIC.

kVA =

0.746x60 = 54.05 0.91x0.91

Los valores de F.P. y la η se dan en el capítulo 7 de Procedimientos. Columna 8 La potencia nominal del motor en kW será:

kW =

0.746xC.P. 0.746 x60 = = 49.19 F.P. 0.91

Columna 9 La carga acumulada del motor de 60 en kVA será: kVA=kVAN+kVAAcumulada=54.05+3.8=57.85 Columna 10 La carga acumulada del motor de 60 en kW será: kW=kWN+kWAcumulada=49.19+4.186=53.38 Columna 11 La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kVA será: kVA=kVARB+kVAAcumulada=606+3.8=609.8

390


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Columna 12 La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kW será: kW=kWRB+kWAcumulada=212.1+4.186=216.3

Seguiremos el mismo procedimiento para cada uno de los motores, obteniéndose los siguientes datos:

391


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DATOS DE PLACA 1

2

CARGA A ROTOR BLOQUEAD O 5 6

3 4 No. TENSIÓ LETRA N DE POT. kVA kW CÓDIG FASE NOMINA C.P. O L S ALUMBRADO Y EQUIPO DE SEGURIDAD Y CONTROL 60 K 3 440 606 212 30 H 3 440 239 100 20 G 3 440 141 66 20 G 3 440 141 66 7.5 E 3 440 42 23 5 E 3 440 28 16 5 E 3 440 28 16

CARGA A VELOCIDAD NOMINAL 7

8

kVA

kW

54 28 19 19 7 5 5

49.19 25.15 16.95 16.95 6.43 4.39 4.39

392

CARGA ACOMULADA MOTOR A VEL. NOM. +OTRAS CARGAS 9

10

kVA kW CONTINUOS CONTINUOS 3.800

4.186

57.85 86.1 105.37 124.64 132.12 137.28 142.44

53.38 78.53 95.48 112.43 118.86 123.25 127.64

CARGA ACUMULADA ROTOR BLOQUEADO 11

12

kVA MAXIMOS

kW MAXIMOS

609.8 296.85 227.7 246.97 166.94 160.12 165.28

216.3 153.76 145.08 162.03 135.69 135.66 140.05

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Carga acumulada con motores trabajando a velocidad nominal: kVA = 142.44 kW = 127.64 Carga acumulada con motores trabajando a rotor bloqueado: kVA = 609.8 kW = 216.3 Los datos para la selección son: kVA = 1.35(142.44) = 192.294 kW = 1.35(127.64) = 172.314 kVA = 609.8 kW = 216.3 De acuerdo a los datos anteriores y a catálogos de fabricante la planta será de: 250 kVA, 480/127 volts, 3 fases, 60 Hz y F.P. = 0.8

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CONTENIDO APÉNDICE B .......................................................................................................... 395 1.0 OBJETIVO......................................................................................................... 395 2.0 ALCANCE ......................................................................................................... 395 3.0 MEMORIA DESCRIPTIVA ................................................................................ 395 4.0 MEMORIA DE CÁLCULO ................................................................................. 395 5.0 PLANOS............................................................................................................ 395 6.0

ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS ........................................................... 401


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APÉNDICE B DOCUMENTOS QUE INTEGRAN UN PROYECTO ELÉCTRICO 1.0 OBJETIVO Establecer los documentos de los que consta un proyecto eléctrico en los sistemas de agua potable y alcantarillado. 2.0 ALCANCE Proporcionar una guía para conformar la documentación necesaria en el proyecto. 3.0 MEMORIA DESCRIPTIVA En este punto se deberá de tener en cuenta las consideraciones y datos iniciales que se requieren para el desarrollo del proyecto eléctrico, su contenido deberá incluir: a) Necesidades del proyecto: Condiciones ambientales, operativas y de servicio b) Características del suministro de energía eléctrica: Nivel de tensión, frecuencia, números de fases, número de hilos, etc 4.0 MEMORIA DE CÁLCULO Deberá de contener las condiciones, criterios y desarrollo de cálculos usados en el diseño del sistema eléctrico, incluyendo: Análisis y selección de alternativas Selección del diagrama de distribución Selección del voltaje (de operación y distribución) Selección del tipo de subestación Cálculo de la capacidad del transformador Cálculo de la capacidad del generador de emergencia Cálculo de la corriente de corto circuito Estudio de la caída de tensión Coordinación de protecciones Estudio de factor de potencia Cálculo de conductores Calibración de interruptores Sistema de tierras Cálculo de la red de tierras Cálculo del alumbrado interior Cálculo del alumbrado exterior 5.0 PLANOS Los planos se elaborarán tomando en cuenta lo siguiente:

395


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a) El original se dibujará en papel albanene o cualquier otro que permita obtener copias heliográficas con claridad. b) El tamaño de los planos se sujetará a las siguientes dimensiones en cm: 70x110, 55x70, 35x55, 28x40 y 21.5x28. c) La letra será de un alto mínimo de 2 mm; y puede ser escrita con plantilla o a mano usando el tipo de imprenta, en cuyo caso deberá ser lo suficientemente clara. d) Las escalas serán las adecuadas para que en los tamaños fijados se tenga el espacio suficiente para lo que se desee presentar, anotándose en cada plano la escala utilizada. Es recomendable, según el caso, usar las siguientes escalas: 1:1000,000; 1:5,000; 1:2000; 1:1000; 1:500; 1:100 y 1:50. e) Se usará el Sistema General de Unidades de Medidas, de acuerdo con la Norma NOM-Z-1 vigente (Sistema Métrico Decimal) y el idioma español en todas sus leyendas. f) Contendrá exclusivamente los datos relativos a las instalaciones eléctricas, serán claros e incluirán la información suficiente para su correcta interpretación de manera que permita construir la instalación. Se indicarán notas aclaratorias a los puntos que el proyectista considere necesarios. g) Se usarán los símbolos que se indican en el capítulo 10. En caso de tener que usar algún símbolo que no aparezca en dicho capítulo, se indicará su descripción en los planos. h) Se dejará en la esquina inferior derecha un cuadro en el que se anotará: Nombre o razón social del solicitante del servicio Domicilio (calle y número, colonia, código postal, delegación o población, municipio y entidad) Uso al que se vaya a destinar la instalación (giro o actividad) Nombre, número de registro en la Secretaría y firma de responsable del proyecto. En el caso de la elaboración de planos de instalaciones ya construídas, el que firma como responsable del proyecto también se hace responsable de éstas. i) En caso de que el proyecto esté integrado por varios planos, se anotará la continuidad de cada plano con respecto al general de conjunto en el que se indicará la acometida la subestación, en su caso, los alimentadores principales hasta los centros de cargas, anotando los números de los planos correspondientes y acotándose la parte de la instalación comprendida en cada plano. j) El proyecto contendrá: Diagrama unifilar El cual deberá contener: 396


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Acometida Subestaciones, en su caso, mostrado las características principales de los equipos que la integran. Si la subestación es del tipo unitario se indicará el número de la autorización de la Dirección General de Normas de la Secretaria. Alimentadores hasta los centros de carga, tableros de fuerza, alumbrado, etc.; indicando su longitud en cada caso y caída de tensión representada en por ciento. Alimentadores y circuitos derivados, excepto los controles desde los tableros de alumbrado. Tipo, capacidad interruptiva y rango de ajuste de cada una de las protecciones de los alimentadores principales y derivados. Calibre, tipo de material y aislamiento de los conductores activos y neutros de los alimentadores principales y derivados. Tipo y dimensiones de la canalización empleada en cada alimentador. Cuadro de distribución de cargas Deberá contener: Alumbrado Número de circuito, número de lámparas, contactos, dispositivos eléctricos por cada circuito, fases a que va conectados el circuito, carga en watts y corriente en amperes de cada circuito, calibre de los conductores, diámetro de tubería y protección contra sobrecorriente por cada circuito, desbalanceo entre fases expresado en por ciento. Fuerza Número de circuito, fases del circuito, características de los motores o aparatos y sus dispositivos de protección y control así como indicar a que circuito están conectados y el nombre de la máquina o máquinas que accionen, calibre de conductores, diámetro de tubería o ducto y el resumen de cargas indicando el desbalanceo entre fases expresado en por ciento. Planos de planta y elevación Deberán contener: Localización del punto de la acometida, del interruptor general y del equipo principal incluyendo el tablero o tableros generales de distribución. Localización de centros de control de motores, tableros de fuerza, de alumbrado y contactos y de concentración de interruptores. Trayectoria horizontal y vertical (cuando ésta excede de 4 metros) de alimentadores y circuitos derivados, tanto de fuerza como de alumbrado identificando cada circuito e indicando su calibre y canalización de motores y equipos alimentados por los circuitos derivados, localización de los arrancadores y sus medios de desconexión. Localización de contactos y unidades de alumbrado con sus controladores, identificando las cargas con su circuito y tablero correspondiente. Localización, en su caso, de áreas peligrosas indicando su clasificación de acuerdo a las normas de instalaciones eléctricas. Si en el proyecto existen puntos que puedan 397


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dar lugar a diferentes interpretaciones, se detallará la información pertinente, como por ejemplo en los casos de concentración de interruptores, derivaciones de alimentadores principales, etc. Croquis de localización Deberá contener: La manzana y las calles que circundan, la ubicación del predio de la manzana, número de lote o número oficial, la orientación, colonia, población y otras referencias que faciliten su localización. Listas de materiales y equipo especificado Estas deben contener: Cada uno de los principales materiales y equipos que se utilizarán, especificando las características mínimas necesarias para su correcta instalación y funcionamiento. Elaboración de planos de detalle En la elaboración de los planos de detalle de las instalaciones, se tomará en cuenta lo siguiente: a) Para subestaciones Mostrar el arreglo del equipo eléctrico que integra la subestación, indicando las distancias entre partes energizadas entre si y a tierra. Cuando se trate de subestaciones abiertas, marcar la altura de montaje de cuchillas, interruptores, apartarrayos, postes, etc. La vista de planta, elevación y detalles de la subestación, mostrarán con claridad la acometida del servicio, subidas y bajadas de conductores, cruzamiento entre líneas, mufas, instalaciones de aisladores de suspensión, de alfiler, de tensores y retenidas, etc. Indicar donde se localiza: el drenaje, la ventilación, los extinguidores, los accesorios de seguridad, los accesos al local, cercas protectoras, sistema de tierra, anuncios de peligro, las tarimas aislantes y las unidades de alumbrado normal y de emergencia que el proyecto incluya. Mostrar la localización e instalación de cables en ductos excepto lo referente a la cometida del servicio, los registros y las vueltas que los cables efectúen en su recorrido. Asimismo, anotar las características de estos conductores. Indicar claramente la conexión realizada entre interruptor de alta tensión y el primario del transformador, incluyendo sus medios de soporte y terminales, en su caso. Anotar el tipo de apartarrayos utilizado y su tensión nominal de operación; el o los 398


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tipos de interruptores utilizados, su corriente nominal en amperes, su calibración o ajuste del disparo y la capacidad interruptiva simétrica de los mismos; cuando se utilicen fusibles, se indicará si son de expulsión o no, si son limitadores de corriente o son de potencia y si son del tipo indicador, así como el valor del elemento fusible y el valor de su capacidad interruptiva. Anotar la capacidad de corto circuito de la línea de suministro, consultado para tal efecto al suministrador. Señalar la existencia de mecanismos que impidan operar con la carga los desconectadores y abrir las puertas de los gabinetes cuando existan partes energizadas en el caso de subestaciones compactas. Anotar las características completas del o los transformadores tal y como aparecen en sus placas de datos. Indicar tipo y mecanismos de operación de desconectadores e interruptores, material, tipo y tensión de operación de los aisladores utilizados; material y dimensiones de la barra o conductores de alta tensión, características y sus medios de desconexión y puestas a tierra. b) Para protección contra sobrecorriente Indicar el tipo de la protección (si es fusible, anotar si es de doble elemento limitador de corriente o del tipo convencional); tensión y corriente nominal (especificar el valor del elemento fusible o la calibración, en caso de termomágneticos y electromagnéticos con disparo ajustable); marco y capacidad interruptiva en amperes simétricos y tipo de cubierta. En caso de utilizar relevadores se indicará su tipo y rango de ajuste. c ) Para conductores Indicar calibre, tipo de material, clase de aislamiento y tensión en volts, mencionando si es cable o alambre, así como el tipo y material de sus cubiertas y si cuenta con pantallas semiconductoras. d) Para canalizaciones Tubos conduit. Indicar tipo de material, espesor de la pared, recubrimiento, diámetro nominal y si es flexible o rígido. Ducto metálico con tapa. Indicar el área o sección transversal del ducto. Charolas. Anotar tipo de material y ancho de la charola y dibujar detalle del acomodo de los cables en cada tramo. e) Para motores Indicar para cada motor, los datos completos de sus respectivas placas. 399


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Cuando se trate de soldadoras, indicar los datos completos de sus placas. Indicar el tipo de controlador, (clavija, desconectador, interruptor o contacto), si es automático o manual y si es a tensión plena ó reducida, así como el tamaño y tipo de cubierta del mismo. Anotar el valor en amperes de la protección contra sobre corriente del motor. Tipo, capacidad y tensión nominal del medio de desconexión, indicando las características de la cubierta. Identificar todos los motores que aparecen en los diagramas unifilares, vistas físicas y cuadros de cargas. f) Para alumbrado y contactos Indicar el tipo de lámparas y portalámparas, tensión nominal; capacidad en watts; pérdidas en watts del balastro o reactor, mencionando el número de lámparas que dependen de cada reactor y si éste es parte integrante del portalámparas o no, así mismo, especificar el tipo de cubierta de portalámpara. Indicar la capacidad en watts de los contactos, número de fases especificando si está o no aterrizado, tensión nominal y tipo de cubierta. g) Para sistemas de tierras La instalación referente al aterrizado del sistema eléctrico y a la puesta a tierra de las partes metálicas no conductoras de corriente del equipo eléctrico, pueden representarse en planos o memorias descriptivas, pero en cualquier caso contendrán las características de electrodos, dimensiones, tipo de material y longitud enterrada; especificará las características del puente de unión que conecta el electrodo de entrada del servicio con los conductores de tierra, tanto del sistema como del equipo; indicar las características del conductor de tierra del sistema, las correspondientes al medio de conexión individual de los equipos y/o aparatos al sistema de tierra señalando las características de los conectores empleados, incluyendo si son del tipo soldable o atornillable; se anotarán los criterios y cálculos en su caso, que dieron base a la selección del sistema de tierra. h) Para plantas de emergencia Indicar el tipo de motor y generador Indicar la capacidad de la planta en watts Indicar la corriente y tensión nominal Indicar el tipo de interruptor de transferencia y si es automático o manual

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6.0 ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS a) Contenido Las especificaciones de los equipos deberán contener como mínimo la siguiente información: Objetivo Campo de aplicación Normas que aplican Alcance del suministro Características técnicas Accesorios Pruebas Empaque y embarque Dibujos del fabricante Hoja de datos Cuestionario b) Relación de especificaciones Deberán elaborarse especificaciones para los equipos y materiales más importantes del proyecto eléctrico, estos pueden ser: Generales de instalación Transformadores de potencia y/o distribución Interruptores Apartarrayos Cuchillas seccionadoras Cortacircuitos fusible y/o desconectadores Transformadores de potencial y de corriente Herrajes, aisladores, conectores de la subestación Tableros blindados, centro de control de motores Cables de potencia Transformadores de servicios auxiliares Tableros Motores Materiales para distribución de fuerza, alumbrado, tierras y control Banco de capacitores Banco de baterías y cargadores 7.0 CATÁLOGO DE EQUIPO Y MATERIALES Descripción de todos los equipos y materiales eléctricos; clasificación con clave, concepto, unidad y cantidad. El siguiente ejemplo puede servir como guía:

401


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CLAVE

CONCEPTO

CANTIDAD

UNIDAD

SUMINISTRO, INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE: SE

SUBESTACION ELÉCTRICA

SE-1

TRANSFORMADOR

1

PZA

SE-2

CORTACIRCUITOS MONOPOLAR

3

PZA

SE-X

........ETC.

X

PZA

SF

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE FUERZA

SF-1

........ETC.

X

PZA

ST

SISTEMA DE TIERRAS

ST-1

........ETC.

X

PZA

AI

ALUMBRADO INTERIOR

AI-1

........ETC.

X

PZA

ETC., ETC

402


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Tabla de conversión de unidades de medida al Sistema Internacional de Unidades (SI) OTROS SISTEMAS SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES DE UNIDADES (SI) MULTIPLICADO SE CONVIERTE A UNIDAD SÍMBOLO POR UNIDAD SÍMBOLO LONGITUD Pie Pulgada PRESIÓN/ ESFUERZO Kilogramo fuerza/cm2 Libra/pulgada2 Atmósfera metro de agua Mm de mercurio Bar FUERZA/ PESO Kilogramo fuerza MASA Libra Onza PESO VOLUMÉTRICO Kilogramo fuerza/m3 Libra /ft3 POTENCIA Caballo de potencia, Horse Power Caballo de vapor VISCOSIDAD DINÁMICA Poise VISCOSIDAD CINEMÁTICA Viscosidad cinemática ENERGÍA/ CANTIDAD DE CALOR Caloría Unidad térmica británica TEMPERATURA Grado Celsius

pie, ft.,‘ plg., in, “

0.3048 25.4

metro milímetro

m mm

kgf/cm2

98,066.5

Pascal

Pa

2

lb/ plg ,PSI atm m H2O (mca)

6,894.76 98,066.5 9,806.65

Pascal Pascal Pascal

Pa Pa Pa

mm Hg bar

133.322 100,000

Pascal Pascal

Pa Pa

kgf

9.8066

Newton

N

lb oz

0.453592 28.30

kilogramo gramo

kg g

kgf/m3

9.8066

N/m3

N/m3

lb/ft3

157.18085

N/m3

N/m3

CP, HP

745.699

Watt

W

CV

735

Watt

W

μ

0.01

Mili Pascal segundo

mPa.s

ν

1

Stoke

m2/s (St)

cal

4.1868

Joule

J

BTU

1,055.06

Joule

J

°C

tk=tc + 273.15

Grado Kelvin

Nota: El valor de la aceleración de la gravedad aceptado internacionalmente es de 9.80665 m/s


2

K

DisenoDeInstalacionesElectricas

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