Iluminacion y Calculo Elect Estadio Azteca

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

REINGENIERÍA PARA LA ACTUALIZACIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL ESTADIO AZTECA. AZTECA. TÉSIS

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA PRESENTA: JORGE LEÓN GUTIÉRREZ ASESORES: ING. JORGE LEÓN SÁNCHEZ BLANCO ING. DAVID HERNÁNDEZ LEDESMA

México, D.F. A 11 de Febrero de 2013

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

II


III


IV

AGRADECIMIENTOS

A mi esposa Carmen Mendoza Hernández y a mis hijas Melany Ximena y Britany León Mendoza, por todo ese optimismo que siempre me impulso a seguir adelante, por su confianza, fe y amor incondicional que han depositado en mí. A mis padres José León de la Paz y Juana Gutiérrez Jiménez por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, a quienes les debo una eterna admiración y respeto. A mi hermano el Ing. José León Gutiérrez de quien he recibido apoyo incondicional en todas y cada una de las distintas etapas de mi vida personal y profesional, por los conocimientos aportados para la elaboración de esta tesis, que con su tenacidad ha logrado ser un ejemplo de capacidad y superación. A mis hermanos José G., Graciela, Martín, Griselda y Carlos León Gutiérrez, por que gracias a cada uno de ellos hemos logrado ser una familia unida con principios y valores, impulsando mi desarrollo profesional. A mis sobrinos por su cariño y en especial al Ing. Erick León Lara, por el aporte dado para la ejecución de este trabajo. A mi suegros Efrén Mendoza Torres y Juana Hernández Moreno, quienes junto con mis cuñados Guadalupe, Francisco y Manuel han estado presentes y apoyando cada uno de mis propósitos. A mis primos (+) Javier León Palomino y Johnny León Ruíz quienes antes de partir motivaron y me apoyaron en mis estudios. A mis primos y amigos Víctor León Palomino, Osvaldo y Sergio Vargas León, Claudio Salazar Morales, Manuel Gutiérrez Cánchola y al Ing. Benito Pérez Pacheco por su desinteresada amistad. Al Ing. J. Alberto Martínez Miranda por compartir sus conocimientos adquiridos en su trabajo diario, que ha sabido utilizar la creatividad para mejorar las instalaciones eléctricas del Estadio Azteca. A la ESIME Zacatenco y al personal docente, por los conocimientos transmitidos para el desenvolvimiento en mi carrera profesional y en especial al Ing. José Luis Flores Vera quien estuvo presente desde el inicio de mis estudios profesionales. A todos y cada uno de los sinodales que con sus comentarios y experiencia, contribuyeron a la finalización de mi Tesis. A la Empresa “IMPE S.A. de C.V.” y a mis compañeros de trabajo que me han brindado los recursos, el apoyo y las facilidades necesarias para el desarrollo del presente trabajo.


V


VI

INDICE I. II.

OBJETIVO JUSTIFICACIÓN.

CAPÍTULO 1 1.1 1.2

1.3

1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

2.4

2.5 2.6

11 11 11 12 12 12 12 12 12

1.3.2 Calidad de los materiales. 1.3.3 Licencias. 1.3.4 Materiales a emplearse. 1.3.5 Canalizaciones. 1.3.6 Charola tipo escalerilla de aluminio. 1.3.7 Usos de los tubos conduit metálicos. 1.3.8 Tubo pared gruesa galvanizado. 1.3.9 Tubo conduit metálico flexible tipo zapa. 1.3.10 Tubo conduit metálico flexible tipo licuatite. 1.3.11 Tubo no metálico de pvc. 1.3.12 Cajas y accesorios para canalizaciones. 1.3.13 Curvas. 1.3.14 Cajas de conexiones. 1.3.15 Monitores. 1.3.16 Contra tuercas. 1.3.17 Apagadores. 1.3.18 Contactos. 1.3.19 Placas. 1.3.20 Soportes y herrajes. Conductores aislados. 1.4.1 Conductores aislados para media tensión. 1.4.2 Conductores aislados para baja tensión. Acometida. Alimentadores generales. Iluminación. Diagrama unifilar.

12 13 13 13 13 13 14 14 14 15 15 15 15 16 16 16 16 16 17 17 17 17 20 20 21 21

LEVANTAMIENTO DE EQUIPO ELÉCTRICO, CANALIZACIONES Y CABLEADO A SUSTITUIRSE.

Objetivo. Generalidades. Equipo instalado en subestación “A”. 2.3.1 Suministro de energía en subestación “A”. 2.3.2 Equipo eléctrico a sustituirse en subestación “A”. Equipo instalado en subestación “B”. 2.4.1 Suministro de energía en subestación “B”. 2.4.2 Equipo eléctrico a sustituirse en subestación “B”. 2.4.3 Subestación “A”. 2.4.4 Subestación “B”. 2.4.5 Cisterna nodriza. Iluminación cancha. 2.5.1 Levantamiento eléctrico de luminarias cancha. Recomendaciones.

CAPITULO 3 3.1 3.2 3.3

REINGENIERIA DE INSTALACIONES ELECTRICAS.

Introducción. Descripción del proyecto eléctrico. 1.2.1 Alumbrado. 1.2.2 Fuerza. 1.2.3 Contactos de servicio. 1.2.4 Contactos regulados. Instalación eléctrica y canalizaciones. 1.3.1 Normas y reglamentos.

CAPITULO 2 2.1 2.2 2.3

7 9

PROPUESTA Y SELECCIÓN DE EQUIPO NUEVO.

Objetivo. Justificación Definición y clasificación de subestaciones eléctricas.


22 22 22 22 22 22 23 25 25 25 25 26 27 28 28 28 30 30 30 30

1

3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6

3.4

3.5 3.6

3.7

3.8

3.9

Definición. Clasificación por su función. Subestaciones elevadoras. Subestaciones reductoras. Subestaciones de maniobra. Clasificación por su construcción. 3.3.6.1 Subestaciones tipo intemperie. 3.3.6.2 Subestaciones tipo interior. 3.3.6.3 Subestaciones tipo compacta. Componentes de la subestación tipo compacta. 3.4.1 Celda de medición. 3.4.2 Celda de cuchilla de paso. 3.4.3 Celda de seccionador. 3.4.4 Celda de acoplamiento a transformador. 3.4.5 Celda de acometida. 3.4.6 Celda de transición. Tipos de arreglos para subestaciones compactas. Equipo nuevo instalado en subestación “A”. 3.6.1 Suministro de energía en subestación “A”. 3.6.2 Especificación de equipo instalado en subestación “A”. 3.6.3 Ubicación de equipo nuevo en subestación “A”. 3.6.4 Especificación de tableros instalados en subestación “A”. Equipo nuevo instalado en subestación “B”. 3.7.1 Suministro de energía en subestación “B”. 3.7.2 Especificación de equipo instalado en subestación “B”. 3.7.3 Ubicación de equipo nuevo en subestación “B”. 3.7.4 Especificación de tableros instalados en subestación “B”. Tipos de tableros en subestación “A” y “B”. 3.8.1 Sección F. 3.8.2 Tableros de distribución autosoportados tipo HCBD. 3.8.3 Tableros HCBD-NS. Cálculo de los alimentadores generales. 3.9.1 Memoria de cálculo en subestación “A”. 3.9.2 Selección del transformador de distribución. 3.9.3 Cálculo de las protecciones primarias y secundarias del transformador. 3.9.3.1 Cálculo de la corriente en el primario del transformador. 3.9.3.2 Cálculo de la corriente en el secundario del transformador. 3.9.3.3 Cálculo del alimentador de transformador a tablero general normal “A” (TGN “A”).

CAPITULO 4 SISTEMA DE TIERRA. 4.1 Objetivo. 4.2 Importancia del sistema de tierra. 4.3 Diferencia entre el neutro y tierra. 4.4 Elementos componentes de un sistema de tierra. 4.5 Definiciones. 4.6 Diseño del sistema de tierra. 4.7 Generalidades y descripción del sistema de puesta a tierra. 4.8 Procedimiento de diseño. 4.8.1 Cálculo del sistema de tierra para la subestación “A”. 4.8.2 Paso 1. Cálculo de la corriente de falla simétrica eficaz. 4.8.3 Paso 2. Cálculo de la sección transversal del conductor. 4.8.4 Paso 3. Cálculo del factor que relaciona el valor de la resistividad de la capa Superficial. 4.8.5 Paso 4. Cálculo de los potenciales de paso y contacto. 4.8.6 Paso 5. Cálculo del área del terreno. 4.8.7 Paso 6. Determinación de la longitud del conductor de la red. 4.8.8 Paso 7. Cálculo de la resistencia de la red. 4.8.9 Paso 8. Cálculo de la corriente máxima de la red, para obtener la corriente Asimétrica eficaz. 4.8.10 Paso 9. Cálculo de la máxima elevación de tensión de la red. 4.8.11 Paso 10. Cálculo de la longitud total del perímetro. 4.8.12 Paso 11. Cálculo de “n” número de conductores paralelos de la malla. 4.8.13 Paso 12. Cálculo del diámetro del conductor de la red en metros. 4.8.14 Paso 13. Cálculo del factor de ajuste para los efectos de los interiores en la malla de una de las esquinas de la red.


30 30 30 31 31 31 31 31 31 32 32 32 32 32 32 33 33 35 35 37 38 39 41 41 42 43 44 45 45 46 47 48 50 50 51 51 51 52 53 53 53 54 55 55 56 57 57 57 59 59 60 61 63 63 66 66 67 68 68 69 69

2

4.9

4.8.15 Paso 14. Cálculo del factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la red. 4.8.16 Paso 15. Cálculo del factor de espaciamiento para la tensión de la malla. 4.8.17 Paso 16. Cálculo del factor de corrección por geometría o de irregularidad de la red Ki en función de “n”. 4.8.18 Paso 17. Cálculo de la tensión de la malla máxima. 4.8.19 Paso 18. Comparación de la tensión de la malla máxima en la red del sistema de tierra con la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano a 70 kg. 4.8.20 Paso 19. Longitud mínima del conductor de la red. 4.8.21 Paso 20. Cálculo de la longitud efectiva de los conductores de la red con o sin varillas de aterrizaje en (m.), para la tensión de paso. 4.8.22 Paso 21. Factor de espaciamiento para la tensión de paso. 4.8.23 Paso 22. Cálculo de la tensión de paso máxima de la red. 4.8.24 Paso 23. Análisis de resultados. Conclusiones.

CAPITULO 5

OFICINAS GENERALES

5.1 5.2 5.3

Norma a cumplir. Generalidades. Materiales y tableros a instalarse. 5.3.1 Charolas. 5.3.2 Tubería conduit. 5.3.3 Cajas envolventes y accesorios. 5.3.4 Cajas de paso, auxiliares para cableado y cajas de conexiones. 5.3.5 Tableros de distribución de alumbrado, contactos, fuerza e interruptores. 5.3.6 Método para cableado. 5.3.7 Conexiones y empalmes. 5.3.8 Conductores. 5.3.8.1 Cables empleados. 5.3.8.2 Cables Baja tensión. 5.3.8.3 Tipos de cables. 5.3.8.4 Identificación por colores. 5.3.8.5 Instalación de conductores. 5.3.8.6 Métodos para cableado. 5.3.8.7 Conexiones y empalmes. 5.4 Conexión a tierra. 5.5 Pintura y limpieza. 5.6 Alimentación a tablero. 5.6.1 Oficinas generales y administrativas. 5.7 Alimentación a tablero. 5.7.1 Oficinas operativas. 5.8 Funcionalidad de equipos y sistemas. 5.9 Cálculo de alimentadores. 5.9.1 Tablas y formulas a emplearse. 5.10 Cálculo de alimentadores en oficinas generales. 5.10.1 Cálculo del alimentador del tablero “OG”. 5.10.2 Cálculo del alimentador del tablero “AA1”. 5.10.3 Cálculo del alimentador del tablero “AA2”. 5.10.4 Cálculo del alimentador del tablero “OA”. 5.10.5 Cálculo del alimentador del tablero “C”. 5.10.6 Cálculo del alimentador del tablero “D”. 5.10.6.1 Plano de oficinas generales alumbrado. 5.10.6.2 Plano de oficinas generales contactos a emergencia. 5.11 Cálculo de alimentadores en oficinas operativas. 5.11.1 Cálculo del alimentador del tablero “Oficinas operativas”. 5.11.2 Cálculo del alimentador del tablero “B”. 5.11.3 Cálculo del alimentador del tablero “C”. 5.11.3.1 Cuadro de carga tablero “C”. 5.11.4 Cálculo del alimentador del tablero “A”. 5.11.4.1 Cuadro de carga tablero “A”. 5.11.5 Cálculo del alimentador del tablero “D”. 5.11.5.1 Cuadro de carga tablero “D”. 5.11.6 Cálculo del alimentador del tablero “E”. 5.11.6.1 Cuadro de carga tablero “E”. 5.12 Plano oficinas operativas alumbrado.


70 70 71 71 72 72 73 73 74 74 76 77 77 77 78 78 79 81 81 82 82 83 84 84 84 84 84 85 85 86 87 87 88 88 89 89 90 91 91 95 96 96 97 97 98 98 99 99 100 101 101 102 102 103 103 104 104 105 105 106

3

5.12.1 Plano oficinas operativas contactos a emergencia. 5.13 Detalle de instalación de canalizaciones y luminarias.

CAPITULO 6

ILUMINACIÓN CANCHA ESTADIO AZTECA.

6.1

Generalidades. 6.1.1 Aspectos ambientales. 6.2 Levantamiento luminarias cancha Estadio Azteca. 6.3 Reingeniería para la iluminación de la cancha del Estadio Azteca. 6.3.1 Suministro de energía eléctrica. 6.3.2 Alimentación eléctrica. 6.3.3 Niveles de iluminación. 6.3.4 Datos técnicos del luminario seleccionado. 6.3.5 Mediciones realizadas con reflectores nuevos. 6.4 Diagrama unifilar torre “A”. 6.4.1 Diagrama unifilar torre “B”. 6.4.2 Diagrama unifilar torre “C”. 6.4.3 Diagrama unifilar torre “D”. 6.4.4 Diagrama unifilar cabecera norte. 6.4.5 Diagrama unifilar cabecera sur. CAPITULO 7 INSTALACIÓN ELECTRICA PARA ALIMENTAR MOTORES QUE REQUIERE LA “SPIDERCAM” 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

7.6 7.7 7.8

Introducción “Spidercam”. Objetivo. Descripción general del proyecto. Actividades a realizarse. Descripción de la memoria de cálculo, normas y códigos 7.5.1 Descripción del cálculo. 7.5.2 Datos necesarios para el cálculo. 7.5.3 Factores a considerar durante el cálculo de calibres de conductores. 7.5.4 Especificaciones técnicas. 7.5.5 Materiales y mano de obra. 7.5.6 Consideraciones especiales en áreas técnicas. 7.5.6.1 Formulas y tablas empleadas. Desarrollo del cálculo. Diagrama unifilar. Conclusiones y recomendaciones.

CAPITULO 8 8.1 8.2 8.3 8.4

8.5 8.6

8.7 8.8

SISTEMA DE PARARRAYOS.

Objetivos de un estudio. Beses teóricas para el cálculo. Las tecnologías actuales de pararrayos. 8.3.1 Pararrayos puntas Franklin. Jaula de Faraday. 8.4.1 Sistemas pasivos. 8.4.2 Sistemas activos. 8.4.3 Estado del campo. Método de Wenner o de los cuatro puntos. Evaluación de riesgo. 8.6.1 Evaluación del índice de riesgo. 8.6.2 Tipos de la construcción. 8.6.3 Tipos de materiales de la construcción. 8.6.4 Localización de la estructura. 8.6.5 Localización de la estructura en la topografía del terreno. 8.6.6 Contenido y ocupación de la estructura. 8.6.7 Incidencia atmosférica e índice isoceraúnico. Procedimiento para análisis y selección. Revisión del sistema de pararrayos. 8.8.1 Pararrayos dipolo Geostatica EP-D. 8.8.2 Mediciones realizadas de puesta a tierra en los bancos de tierra, para las bajantes de los pararrayos. 8.8.3 Método de medición Wenner. 8.8.4 Determinación de la cantidad de electrodos que se requiere para puesta a tierra a 3 ohm.


106 107

108 108 108 109 115 115 115 116 117 118 120 121 122 123 124 125 127 128 129 129 130 130 130 131 131 132 132 134 135 137 145 146 147 147 147 149 149 150 151 151 151 152 154 154 155 156 157 157 158 159 160 164 166 169 170 172

4

8.9 Trabajos realizados para la Reingeniería de los pararrayos en el Estadio Azteca. 8.10 Recomendaciones. CAPITULO 9

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

ANEXOS INDICE DE TABLAS Y FIGURAS BIBLIOGRAFIA

174 175 176 178 183 184


5


6

I.

OBJETIVOS

Debido a la importancia y al funcionamiento con que debe contar el Estadio Azteca para los eventos nacionales e internacionales que se desarrollan en él, debe de contar con la tecnología más moderna y las instalaciones eficientes para la protección del usuario, por lo que es necesario aplicar la Reingeniería utilizando la normatividad vigente.


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8

II.

JUSTIFICACIÓN

A toda instalación eléctrica se le debe de dar mantenimiento eléctrico y al paso de algunos años esta requiere de algunos cambios en sus equipos ya que estos se van deteriorando con el paso del tiempo y van surgiendo nuevos equipos quedando obsoletos y difícil de conseguir algún equipo dañado, esto le empezaba a pasar al Estadio Azteca para ello fue necesario realizar una Reingeniería eléctrica para que este pueda seguir cumpliendo con las normas eléctricas vigentes, y estar a la vanguardia en tecnología para seguir siendo uno de los mejores Estadios del Mundo. La instalación eléctrica juego un papal muy importante ya que es inaceptable el retraso o la cancelación de un evento a causa de un fallo en el suministro eléctrico, para evitar esto se han realizado trabajos de “REINGENIERIA” para actualizar equipos, canalizaciones, alimentadores y luminarias.


9


10

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN PARA LA REINGENIERIA DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS 1.1 Introducción. Antes de empezar con la Reingeniería de las instalaciones eléctricas en el Estadio Azteca se realizó un levantamiento eléctrico ya que es necesario para saber en qué estado se encuentran las instalaciones eléctricas, se realizó un diagrama unifilar general de los principales componentes del sistema eléctrico. En esta etapa inicial se encuentran los principales centros de carga, las trayectorias de los alimentadores generales, y la acometida de CFE. El área aproximada de proyecto para la Reingeniería es de 64,000 m2 área en la cual está sentado el Estadio Azteca, los diseños se deben considerar invariablemente por lo menos un 5% de reserva para expansión a futuro así mismo cuando sea conveniente debe de pensarse en equipos y sistemas de redundancia que den seguridad a las instalaciones y por ende al personal que allí labora. El diseño relativo a las Instalaciones Eléctricas, esta sujeto a los requerimientos mínimos de observación obligatoria y recomendaciones de conveniencia práctica establecidos en la más reciente edición de la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE 2005).

1.2 Descripción del proyecto eléctrico. El sistema que se propone debe ser extremadamente confiable, seguro, a prueba de imprevistos, versátil y de fácil mantenimiento, por lo que no podemos darnos el lujo de tener alguna falla, ya que el tiempo en Televisión es demasiado caro.

1.2.1 Alumbrado. La alimentación para el alumbrado de túneles, oficinas y de cualquier otro servicio será a 127 Volts que saldrá de los distintos tableros existentes ubicados en puntos céntricos a cada servicio a alimentar. El alumbrado de la cancha que se encuentra ubicado en la parte superior del Estadio se alimentara a 440 V. El alumbrado del estacionamiento general y estacionamiento palcos será en 220 Volts. El alumbrado de servicio de palcos será en 127 Volts.


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1.2.2 Fuerza. Las bombas de riego será a 220 Volts y los motores de las cámaras de la “Spider-Cam” será a 480 Volts.

1.2.3 Contactos de servicio. La alimentación para los contactos de servicio será a 127 Volts, que saldrá de los distintos tableros existentes ubicados en puntos céntricos a cada servicio a alimentar.

1.2.4 Contactos regulados. Los contactos a servicio regulado se alimentaran con UPS en sitio.

1.3 Instalación eléctrica y canalizaciones. 1.3.1 Normas y reglamentos. Los trabajos relativos a las instalaciones eléctricas, deberán sujetarse a los requisitos mínimos de observación obligatoria y recomendaciones de conveniencia practica establecidos en las más reciente publicación de la Norma Oficial Mexicana, “NOM-001-SEDE-2005”, aplicables a partir del 13 de Septiembre de 2006, “NOM-007-ENER-1995” publicada en el Diario Oficial el 1ro. de Septiembre de1995, “NMX-J-224-1982”/ “NMX-J-307-1981”, así como la Ley Nacional de Metrología, y a los siguientes códigos estándares: NOM-001-SEDE-2005 ASMT EGSMA IES NEC NEMA NFPA UL ANSI IEEE

Norma Oficial Mexicana, para Instalaciones Eléctricas (emitidas por SEDE) American Society for Testing Materials (USA) Engine Generator Sales Manufacturers Association (USA) Illuminating Engineering Society (USA) National Electrical Code (USA) National Electrical Manufactures Association (USA) National Fire Protection Association (USA) Underwriters Laboratories (USA) American National Standards Institute Institute of Electrical and Electronics Engineers

1.3.2 Calidad de los materiales. Todos los materiales con que se ejecutaron estas instalaciones, son nuevos de primerísima calidad; mismos que están aprobados y autorizados por la Secretaría de Comercio y Fomento Industrial (SECOFI), bajo las siglas “NOM” / “ANCE”, Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005), Entidad Mexicana de Acreditación, A.C. (EMA). Cuando en las presentes especificaciones o en el proyecto respectivo, se haga mención a determinadas marcas o modelos comerciales, deberá entenderse invariablemente que se pretende definir una calidad o un diseño determinado y estrictamente se señala de manera específica su uso, en tal virtud que, solo previa autorización por escrito del propietario podrán utilizarse materiales y accesorios de diseño y calidad equivalente.


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1.3.3 Licencias. El trámite correspondiente a la verificación de las instalaciones eléctricas a través de una Unidad Verificadora (UVIE) aprobada por la SEDE, invariablemente será realizado por una tercera persona contratada directamente por el propietario.

1.3.4 Materiales a emplearse. Se instalaron únicamente materiales aprobados en la NOM-001-SEDE-2005, Normas Oficiales Mexicanas. Los elementos físicos de conducción de la corriente eléctrica en las instalaciones son los conductores eléctricos, que para este caso deberán ser de cobre y se designan por su sección en milímetros cuadrados (mm2), o bien de acuerdo a la designación americana, por medio de un número que indica su área en circular mils (milésimas de pulgada) y que se identifica de acuerdo con la American Wire Gage (AWG) con un calibre que se denomina No. 10 AWG, No. 12 AWG, o para secciones mayores como: 250 kCM, etc., esta designación da una idea del tamaño del conductor.

1.3.5 Canalizaciones. Las canalizaciones eléctricas se usan en forma común para contener, soportar y proteger a los conductores eléctricos de los esfuerzos mecánicos que estos pueden sufrir, las canalizaciones pueden ser metálicas y no metálicas de acuerdo al lugar donde se instalen. Las canalizaciones metálicas, armaduras metálicas de cables, cajas, cubiertas de cables, gabinetes, codos metálicos uniones y accesorios, soportes y sus herrajes, serán de materiales aprobados para el medio ambiente en el cual estarán instalados. Las canalizaciones eléctricas, tanto de alimentación como de derivación, se hará con:

1.3.6 Charola tipo escalerilla de aluminio. La variedad de sistemas de soporte tipo charola está concentrada en aquellos que son capaces de soportar grandes cantidades de cables, ya sean de calibres delgados o gruesos en este caso se utilizaran el tipo escalerilla para las instalaciones de Fuerza. En vista de que los sistemas de soportes son especialmente para cableados eléctricos y de control, el material con el que se fabrican debe ser conductor eléctrico y deberá estar aterrizado a tierra para que sirva como sistema de protección. Solo deberá utilizarse charola de distribución en locales donde sea completamente registrable, no deberá estar expuesta a daños mecánicos y debe garantizar la integridad de los conductores y de todas las instalaciones.

1.3.7 Uso de los tubos conduit metálicos. Los tubos conduit metálicos, dependiendo del tipo usado se pueden instalar en exteriores o interiores, en áreas secas o húmedas dan una excelente protección a los conductores.


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1.3.8 Tubo pared gruesa galvanizado. Este tipo de tubo conduit se suministra en tramos de 3.05 m. De longitud en acero y se encuentra disponible en diámetros desde 1/2” pulgada hasta 4” pulgadas cada extremo del tubo se proporciona con rosca, el tubo metálico de acero normalmente es galvanizado. El tubo conduit metálico, galvanizado de pared gruesa o según se indique, de las marcas OMEGA, JUPITER o similar, unido a otro tubo por medio de un cople, o bien sujeto a las cajas registro, así como a los tableros eléctrico, por medio de contratuerca y monitor. Los coples en caso de pared gruesa deben ser de fierro galvanizado de buena calidad Para tubo conduit de pared gruesa de fabricación nacional de la misma marca que el tubo conduit. Siempre que la distancia lo permita se procurar instalar tubos enteros, evitando el uso de pedacería y coples, con el fin de dar mayor rigidez a la instalación. Nota: El tamaño nominal del tubo es el correspondiente a la normatividad internacional IEC., de forma que el lector se familiarice con la designación internacional, en la Tabla siguiente se indica entre paréntesis la designación correspondiente en pulgadas. 1.3.8.1 TABLA DE HOMOLOGACION DE DIMENSIONES NOMINALES DE TUBERIA CONDUIT DE USO EN INSTALACIONES ELECTRICAS, BASADE EN LA “NOM-001-SEDE-2005”

TAMAÑO NOMINAL (mm)

DIAMETRO INTERIOR REAL (plg.)

DIAMETRO INTERIOR REAL (mm.)

TAMAÑO SEGÚN NORMATIVA INTERNACIONAL “IEC” (mm)

13 19 25 32 38 51 63 76 101

½ ¾ 1” 1¼ 1½ 2” 2½ 3 4

15.80 20.90 26.60 35.10 40.90 52.50 62.70 77.90 102.30

16 21 27 35 41 53 63 78 103

1.3.9 Tubo conduit metálico flexible tipo zapa. Es un tubo hecho de cinta metálica engargolada (en forma helicoidal) sin ningún recubrimiento, este tipo de tubo conduit es útil cuando se hacen instalaciones en áreas difíciles y se dificultan los dobleces con tubo conduit metálico, o bien, en lugares donde existen vibraciones mecánicas que puedan afectar las uniones rígidas de las instalaciones.

1.3.10 Tubo conduit metálico flexible tipo liquatite. Es igual que el tubo zapa solo que este tiene una cubierta exterior de material no metálico para hacerlo hermético a los líquidos.


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1.3.11 Tubo no metálico de pvc. En la actualidad hay muchos tipos de tubos conduit no metálicos que tienen una gran variedad de aplicaciones y están construidos de distintos materiales, tales como el cloruro de polivinilo (PVC), la fibra de vidrio y otros. El más usado en instalaciones eléctricas es el PVC, que es un material auto extinguible, resistente al aplastamiento, a la humedad y a los agentes químicos específicos. Se puede utilizar en instalaciones ocultas cuando no se expone el tubo a daño mecánico. El tubo de PVC es resistente a la humedad y a ciertos agentes químicos específicos. Su resistencia mecánica debe ser adecuada para proporcionar protección a los conductores y soportar el trato rudo a que se ve sometido durante su instalación. Ver usos permitidos y no permitidos en Art. 347 de la Norma Oficial Mexicana.

1.3.12 Cajas y accesorios para canalizaciones. Las cajas eléctricas se describen como la terminación que permite acomodar las llegadas de los distintos tipos de tubos conduit, cables armados o tubos no metálicos, con el propósito de empalmar cables y proporcionar salidas para contactos, apagadores, salidas para lámparas y luminarias en general. Estas cajas se han diseñado y normalizado en distintos tipos y dimensiones, así como los accesorios para su montaje para dar la versatilidad que se requiere en las instalaciones eléctricas.

1.3.13 Curvas. Cómo se hacen. Las curvas del tubo (condui t), metálico tipo pesado se deben hacer de modo que el tubo (conduit) no sufra daño y que su diámetro interno no se reduzca, el radio de curvatura hechas en obra en conductores con cable sin forrar, con máquina de curva de un solo golpe diseñada para ese fin, el radio de curvatura mínimo no debe ser menor al indicado en la Tabla 1.3.13.1 (346-10.) Las curvas de los tubos se ejecutaran con herramientas apropiadas para evitar la disminución de las secciones y los radios interiores de dichas curvas, deberán estar de acuerdo con el diámetro de la tubería en la siguiente forma: TABLA 1.3.13.1 Radio de curvatura del tubo (conduit) tipo pe sado.

Diámetro de la Tubería 16 mm. (1/2”) 21mm. (3/4”) 27 mm. (1”) 35 mm. (1 ¼”) 41 mm. (1 ½”) 53 mm. (2”) 63 mm. (2 ½”) 78 mm. (3”) 103 mm. (4”)

Radio interior de la Curva 95 mm. 128 mm. 160 mm. 212 mm. 247 mm. 317 mm. 377 mm. 468 mm. 614 mm.

1.3.14 Cajas de conexiones (registros). La cajas de conexiones de fabricación de línea, deberá ser reforzadas, de acero galvanizado, de las dimensiones adecuadas a las tuberías que tendrán que contener, las perforaciones de las cajas deberán estar pre-troqueladas, de esta forma será más fácil remover los discos seleccionados


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en cada caso para introducir el tubo conduit correspondiente, la profundidad mínima de las cajas será de 38 mm., y estarán previstas de dos orejas con tornillos para facilitar la colocación de las tapas, sobre-tapas, apagadores y otros accesorios, las tapas y sobre-tapas de las cajas de conexiones, serán de acero galvanizado, en el caso de las cajas, estas serán lisas con perforaciones centrales de 13 mm., con agujero y ranura para fijarse por medio de tornillo. Las cajas de conexiones de fabricación especial, serán de lámina de acero rolado en frío, calibre # 18, como mínimo, galvanizadas, tropicalizadas, con tapas desmontable al frente de las dimensiones indicadas en los planos.

1.3.15 Monitores. Deberán ser de materiales de fundición, su diámetro permitirá por un lado, atornillarse al tubo conduit en el extremo libre por donde se extraen los conductores, el diámetro deberá ser ligeramente más reducido que el tubo conduit, la boca será pulida sin presentar aristas que puedan ocasionar daños al aislamiento del conductor al momento de cablear, su resistencia mecánica debe ser la adecuada para soportar al troqué de apriete al momento de su instalación.

1.3.16 Contratuercas. Deben ser troqueladas, de hierro galvanizado hasta 53 mm., y maquinadas en bronce de 63 mm., hasta 103 mm., deberán tener la forma de collarín dentado convexo, con cuatro, seis u ocho dientes roscado interno en buenas condiciones sin defectos de fabricación protegido contra corrosión.

1.3.17 Apagadores. Los apagadores deberán reunir las características de ser interruptores de apertura brusca de pequeña capacidad para operarse manualmente en circuitos de alumbrado, calefacción o fuerza, de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana para instalaciones eléctricas. Los apagadores estarán provistos de medios que permitan colocarlos en una caja de conexiones para después, montar sobre ellos una placa de recubrimiento asegurada a la caja. Los apagadores sencillos serán color blanco, 15 A., 127 V., marcas aprobadas, todas las placas serán de la misma marca que el apagar y el mismo color. Los apagadores de tres vías (escalera) serán de la misma marca y color que los apagadores sencillos 5 A., 127 V., marcas aprobadas.

1.3.18 Contactos. Todos los contactos tendrán toma de puesta a tierra integrada. En áreas públicas y oficinas serán dúplex polarizados según se requiera a menos que se especifique otro, serán de color blanco, 20 A., 127 V., marca aprobada, en las áreas de Racks según se requiera se utilizarán contactos dúplex polarizados con toma de puesta a tierra física aislada 20 A., 120 V., marca aprobada color naranja y en las áreas húmedas serán contactos dúplex polarizados con protección contra fallas de fase y neutro a tierra física 20 A., 127 V., marca aprobada.

1.3.19 Placas. Las placas de apagadores, contactos y tapas ciegas serán del mismo color que el accesorio y misma marca, marca aprobada, con el número de ventanas requerido en cada caso.


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Nota: Es muy importante que el contratista presente a la dirección de la obra una pieza de todos y cada uno de los accesorios a colocarse en calidad de muestras mínimas necesarias para su oportuna aprobación. El contratista iniciará la colocación de los apagadores, contactos y demás accesorios en general en las zonas que previa autorización lo ordene la dirección de la obra.

1.3.20 Soportaría y herrajes. Toda la soportaría será de acero estructural de preferencia galvanizada tales como -Unistrut y todos sus accesorios. -Ángulos -Soleras La cual está claramente indicada en los planos de detalle, el acero no galvanizado llevará un acabado final de esmalte anticorrosivo color gris ANSI-61. Se deben identificar todos y cada uno de los sistemas instalados, especialmente en las zonas donde haya instalado la tubería en forma aparente entre plafón y losa, considerando el código de colores para identificar las cajas de conexiones y las canalizaciones de la siguiente manera. La soportaría se sujetara firmemente a las estructuras del edificio, losas, trabes, contra trabes, etc., utilizando preferentemente anclas o pernos de balanza, así como taquete de expansión o barrenancla, queda prohibido el uso de taquetes de fibra o madera.

1.4 Conductores aislados. 1.4.1 Conductores aislados para mediana tensión. f) Cubierta

e) Cinta Separadora

c) Aislamiento

a) Conductor

d) Pantalla Electrostáticas b) Semiconductor sobre el conductor

Los conductores eléctricos para la red de media tensión, son de cobre suave trenzado compacto clase “B” 100 % de conductividad, con aislamiento de polietileno cadena cruzada, tipo XLP clase 25 KV, 100 % de aislamiento, marca Condumex. Se entenderá como conductor aislado para mediana tensión a todo aquel que tenga aislamiento que permita su operación en condiciones seguras con voltajes superiores a 1000 volts. Prácticamente estos conductores se clasifican según sea el propósito de aplicación.


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Conductores para transmisión. Conductores para subtransmisión. Conductores para aplicaciones residencial, comercial e industrial. Las principales partes que constituyen un cable para mediana tensión son: a) Conductor.- Tiene la función de conducir la energía eléctrica y básicamente puede ser de cobre o aluminio, ya sea constituido por material sólido o cable en las formas: Normal, compactado, sectorial compactado, anular y segmentado. Los parámetros principales de un conductor aislado son:

1) Resistencia óhmica. 2) Capacidad de conducción de corriente. 3) Pérdidas por efecto Joule. b) Semiconductor sobre el conductor.- El semiconductor sobre el conductor es un material termofijo de color negro firmemente adherido al aislamiento y fácilmente desprendible del conductor.

Es compatible con el material del aislamiento. Sus características térmicas y eléctricas son excelentes para soportar los esfuerzos eléctricos a los que es sometido. El semiconductor tiene la función de controlar el campo eléctrico generado en el conductor haciendo lo uniforme en su superficie. c) Aislamiento.- La función básica del aislamiento es la de controlar y aislar el campo eléctrico, debido al tipo de material que como su nombre lo indica aislante, impide el paso de la corriente eléctrica. d) Pantalla electrostática.- Con el objeto de que no existan gradientes de potencial peligrosos en la superficie de los cables se pone una pantalla electrostática para confinar el campo eléctrico, esta pantalla puede variar de acuerdo con el tipo de cable, por ejemplo en los cables con aislamiento sólido (sin aceite o gas) puede ser una cinta de lino ( o material textil similar ) impregnada con negro de humo o compuesto del mismo aislamiento con partículas de carbón para hacerlo semiconductor, la otra parte es un elemento conductor de una cinta de cobre desnuda aplicada en forma helicoidal sobre el aislamiento de tal forma que lo cubre totalmente, pudiendo ser también una espiral abierta formada por alambres de cobre desnudo o estañado. La función principal de la pantalla electrostática es la de continuar el campo eléctrico en el interior del aislamiento evitando con esto radiantes de potencial peligrosos en la superficie del cable. e) Cinta separadora.- El mylar es un material no metálico no higroscópico y actúa como separador, facilita el manejo del cable en su instalación y a la vez no deja que el material extraído (aislamiento) de la chaqueta se pegue en la pantalla de cobre. f)

Chaqueta o cubierta protectora.- El material de la chaqueta o cubierta protectora debe ser de material compatibles con los aislamientos (mismos coeficientes de dilatación, temperatura de operación, etc.) La función de la chaqueta es la de la protección mecánica del cable y una apropiada identificación del cable tanto en voltaje como en calibre.


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1.4.2 Conductores aislados de baja tensión. Conductor metálico: cobre

Polímero termoplástico extruido: PVC Los conductores eléctricos para las redes de baja tensión, será de cobre suave, trenzado compacto clase “B”, 100 %, de conductividad, con aislamiento termoplástico tipo THW-LS 90°C, 600 V., marca Condumex (en caso de usar porta cablera o charola de distribución al aire el aislamiento a usarse en este tipo de canalizaciones será “THWN” termoplástico con cubierta exterior de nylon). A este tipo de conductores los podemos clasificar por su tipo de aislamiento; ya que todo conductor que tenga un aislamiento que le permita operar en voltajes de hasta 1000 volts, en condiciones apropiadas de seguridad se considera como de bajo voltaje. a) Límites de temperatura de los conductores.

Ningún conductor se debe utilizar de modo que su temperatura de funcionamiento supere la del diseño para el tipo de conductor aislado al que pertenezca. En ningún caso se deben unir los conductores de modo que se supere el límite de temperatura de cualquier conductor con respecto al tipo de circuito, método de alambrado aplicado o número de conductores. Nota: La temperatura nominal del conductor es la temperatura máxima, en cualquier punto de su longitud, que puede soportar durante un periodo prolongado de tiempo sin que se produzca una fuerte degradación. Las tablas de capacidades de conducción de corriente del articulo 310 indican la corriente eléctrica máxima permitida para los conductores en los diversos tipos de aislamiento, así como los factores de corrección al final de estas tablas y las notas a las mismas y ofrecen orientación para coordinar el tipo, tamaño nominal, capacidad de conducción de corriente, temperatura ambiente y número de conductores en una instalación. Los principales determinantes de la temperatura de operación de los conductores son: 1. La temperatura ambiente.- La temperatura ambiente puede variar a lo largo del conductor y con el tiempo. 2. El calor generado interiormente en el conductor por el paso de la corriente eléctrica, incluidas las corrientes fundamentales y sus armónicas. 3. El factor de disipación del calor generado al medio ambiente. El aislamiento térmico que cubre o rodea a los conductores puede afectar ese factor de disipación. 4. Conductores adyacentes que transportan carga. Los conductores adyacentes tienen el doble efecto de elevar la temperatura ambiente y de impedir la disipación del calor.


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En todo caso los conductores serán en forma de cable multifilar, monopolar del calibre indicado, de fabricación nacional, de acuerdo a las normas de D.G.N. (Dirección General de Normas) y de la A.S.T.M (American Society Testing Materials). b) Conductores del mismo circuito

Todos los conductores del mismo circuito y el conductor neutro y todos los conductores de puesta a tierra del equipo, estarán dentro de la misma canalización, charola. c) Cableado y Conexiones.

No se permitirá el cableado en ninguna tubería que no esté terminada y perfectamente fija, antes de iniciar los trabajos de cableado, se procederá a comprobar que la tubería se encuentre limpia y debidamente acoplada. No se permite introducir más de 9 conductores en tubo conduit, excepto cuando se trate de hilos de control, el número de conductores permisibles en un tubo conduit depende de la sección transversal de los mismos, pero en todo caso deberá sujetarse a los lineamientos marcados por la NOM-001-SEDE-2005 de Instalaciones Eléctricas, por ningún motivo permite más de 40 % como factor de relleno, para más de 2 conductores. El cableado mínimo a utilizarse para el alumbrado a 127 V, será calibre 12 AWG, para contactos será calibre 10 AWG, para equipos motrices a 220/127 V, será calibre 10 AWG, queda estrictamente prohibido que las conexiones eléctricas entre conductores queden en el interior de los tubos aun en los casos en que estas sean perfectamente aisladas, invariablemente deberán quedar todas las conexiones dentro de las cajas registro colocadas para tal objeto. Si los tramos de tubería por cablear son relativamente cortos y en los registros intermedios no es necesario hacer derivaciones, los conductores deberán introducirse en un solo tramo, sin hacer empalmes en los registros, en los tramos de considerable longitud, deberá empezarse a cablear a la mitad del tramo o dividir las trayectorias en varios espacios para evitar el exceso de conexiones y además se logra con este procedimiento maltratar lo menos posible los conductores.

1.5 Acometida. Derivación que conecta la red del suministrador en este caso es CFE, con cable XLP y se conecta a las instalaciones del usuario en la subestación “A”.

1.6 Alimentadores generales. Se llaman alimentadores generales al conjunto de 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 sobre corriente de los circuitos derivados. Los alimentadores se diseñan de manera tal que suministren energía suficiente a los circuitos a que se conecten. Para el voltaje de circuito fijado, deberán ser capaces de llevar la corriente requerida por la carga, además de la corriente que se piensa puede llevar en un futuro cercano. Deberá tomarse en cuenta al proyectar un alimentador, la carga conectada, la carga futura por conectarse y la caída de voltaje.


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1.7 Iluminación. La iluminación juega un papel fundamental en el desarrollo de las actuales actividades sociales, comerciales e industriales. La tecnología ha evolucionado a sistemas de alumbrado capaces de adaptarse a las exigencias actuales y que, a su vez, son más eficientes energéticamente. La iluminación representa en muchos edificios un porcentaje elevado del consumo eléctrico. Así, el porcentaje de energía eléctrica dedicado a iluminación puede llegar a alcanzar en algunos casos más del 50 %. Sector % de energía eléctrica dedicada a iluminación Oficinas 50 % Hospitales 20-30 % Industria 15 % Colegios 10-15 % Comercios 15-70 % Hoteles 25-50 % Residencial 10-15 %

Por tanto, existe un gran potencial de ahorro, energético y económico, alcanzable mediante el empleo de equipos eficientes, unido al uso de sistemas de regulación y control adecuados a las necesidades del local a iluminar. En este caso se deben tenerse en cuenta todas las fases del proyecto: diseño, selección de equipos, mecanismos de gestión y control y operaciones de mantenimiento.

1.8 Diagrama unifilar (D.U.). Un diagrama unifilar muestra la lógica con la que opera la instalación

eléctrica, en condiciones normales y en condiciones anormales o falla. La claridad y facilidad de lectura de los diagramas unifilares son la causa de su utilización en el proyecto, construcción y operación de instalaciones eléctricas. Un D.U. debe contener en una sola fase, la interconexión de los equipos básicos (subestación eléctrica, planta de emergencia, transformadores, interruptores de transferencia, transformadores, alimentadores principales, protecciones contra sobre corrientes, tableros de distribución, sistemas de energía ininterrumpible “SEI ó UPS” motores, etc.) que intervienen en la operación correcta de la instalación eléctrica en condiciones normales y anormales.


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CAPITULO 2 LEVANTAMIENTO DE EQUIPO, CANALIZACIONES Y CABLEADO A SUSTITUIRSE 2.1 Objetivo. La finalidad de estas especificaciones, junto con el resto del proyecto, es dar a conocer los datos necesarios para que, de acuerdo con los requisitos y condiciones que se establecen, se pueda ejecutar los sistemas descritos a continuación: a) b) c) d) e) f)

Instalación Eléctrica de alumbrado. Instalación Eléctrica de contactos. Instalación Eléctrica de fuerza. Instalación Eléctrica de alimentaciones generales. Instalación Eléctrica de tableros de distribución. Instalación Eléctrica de equipos en subestaciones.

2.2 Generalidades. El sistema de suministro y distribución de la Energía Eléctrica actual para el Estadio Azteca proporciona la Energía para su operación. El sistema consta básicamente de los siguientes conceptos: A) B) C) D)

Dos subestaciones Eléctricas. Tableros generales de B.T. Plantas generadoras de energía para servicio de emergencia. Distribución y alimentaciones en B.T.

2.3 Equipo instalado en subestación “A” 2.3.1 Suministro de energía en subestación “A”. La energía es suministrada por C.F.E.; las condiciones de suministro son las siguientes: a) Servicio del conjunto: Mediana Tensión. b) Acometida eléctrica: La acometida eléctrica se localiza sobre el lado de la Calzada de Tlalpan y está constituida por la Línea aérea - subterránea en Mediana Tensión propiedad de C.F.E., bajando a un poste de transición y ductos subterráneos, los cuales rematan en la sección de medición del gabinete de la Subestación eléctrica transformadora ubicada en el interior del lado Oriente a nivel de explanada del Estadio Azteca.


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c) Sistema de distribución: Este sistema está constituido por las subestaciones eléctricas transformadoras con disposición radial localizadas en los lados oriente y poniente del Estadio Azteca. Por medio de estas Subestaciones, el voltaje de Mediana Tensión de 23 KV se transforma en baja tensión 220/127 Volts, teniendo por ambos lados dos transformadores elevadores de 400 KVA en 440 / 254 Volts para iluminación de la cancha. d) Sistema de Iluminación: Constituido por proyectores de 1500 Watts en aditivos metálicos en 440 Volts. e) Sistema de Emergencia: Constituido por las plantas de emergencia existentes.

2.3.2 Equipo eléctrico a sustituirse en subestación “A”. 

a) b) c) d) e) f) g) h) I) j) k)

l) j)

k)

Subestación montada en estructura para 23 KV, con barras circulares y está compuesta por:

Cuchillas seccionadoras y fusibles de 10 A. Operación sin carga, Interruptor en aceite: GEH-2062, boquilla GEH-1638 No. Of: 56-425 Tipo FK-345-15001260. Mecanismo: GE-GE1-78586 C.I.a Tn= 25 KA. T 1=200 KV. Diseño Máximo: 38 KV. Tipo de operación de mecanismo: MA-14-11, operación con carga. Rango de operación del motor: 230/115 V., 60-50 Hz. Rango de operación de la bobina de cierre: 190-250 V. 9.4 A. C.A. a 50 Hz. Capacidad de Tanque: 950 litros. Peso del interruptor con aceite: 3150 Kg. Propiedad de Luz y Fuerza. 2 Cuchillas de operación sin carga con fusibles, para derivar a la subestación “B”, solo una Funciona, la que va por el muro en tubería pared gruesa galvanizada de 103 mm. y cable XLP clase 25 KV. 1 Cuchilla de operación sin carga, para derivar a las boquillas del Transformador de 1000 KVA, por el lado de Mediana Tensión (23 KV). 1 Transformador de 1000 KVA, tipo “OA” Tensión en el primario: 20/23 KV. Tensión en el secundario 220/127 Volts. a) Temperatura 55/40 ºC. a 2280 MSNM. b) Con 5 derivaciones, 2 arriba y 2 debajo de la tensión nominal. c) Conexión Delta-Estrella Z= 5.05 % Peso Total: 1485 Kg. d) Aceite: 1380 Litros. Transformador de 5 KVA, 23 KV primario y 220/127 V. En el secundario a) Para equipo de control de interruptor en aceite (motor y bobina de cierre), propiedad de Luz y Fuerza. Planta de Emergencia de 500 KVA. a) Marca SIEMENS (Alemana) de submarino. (Generador). b) Tipo: F 3224-8D c) Voltaje: 460, 630 Amp., F.P.= 0.8 d) R.P.M. : 750 Refrig.: 30 ºC a 2400 msnm. e) Peso del Generador: 2.8 Ton. Peso Total: + 8.5 Ton. f) Motor marca: Deutz. g) El generador no cuenta con gobernador automático, solo manual. h) Tablero de Transferencia de la planta de Emergencia de 500 KVA, SIEMENS. i) Con 4 palancas. (Sin alimentación de servicio normal). j) Palanca 1.- Alimenta a transformador de 160 KVA. Palanca 2 alimenta a torre “A”, alumbrado cancha (reflectores 1500 W., 440 V.) por el lado de Tlalpan.


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l) m) n) ñ)

o)

Palanca 3.- Alimenta a torre “B”, alumbrado cancha (reflectores 1500 W., 440 V.) por el lado de Tlalpan. Palanca 4.- Interruptor general, alternador y torres. Transformador de 160 KVA, tipo “OA”, marca Mecsa. a) 460/220 V Z = 3.27 V. 50Hz. b) 295 Litros de aceite Peso aprox. Total: 900 Kg. Tablero de Transferencia para operar la carga de los tableros de las concentraciones “CE” y “DE”, de los túneles 4 y 27. Con Change-Matic Marca. F.P.E., opera solo que falte el servicio de Luz y Fuerza. Transformador de 300 KVA, tipo “OA” Marca. ISSA. a) 440-220/127 3 Fases 60 Hz. b) Elev. 65 ºC./85 ºC. 2000 msnm Z = 5.2 %

Lo alimentan a la inversa, para obtener en el secundario 440 V. (440 V. en el primario, 220/127 V. en el secundario). Este transformador está en servicio normal y opera al 10 % aproximadamente del alumbrado del estadio, que son las cabeceras Norte y Sur. De este transformador de 300 KVA, por el lado primario (ya que lo tienen invertido), salen a dos interruptores de fusibles de 3 X 100 A. de estos salen dos alimentadores a dos contactores (soportados del tablero 1 de la Subestación “A”). De estos contactores uno alimenta los reflectores de 1500 W. (24 Piezas) de la cabecera norte y el otro los reflectores de 1500 W. (24 Piezas) de la cabecera sur, estos en servicio normal. CONTACTOR 1

CONTACTOR 2

F1 = 82.7 A.

F1 = 86.3 A.

F2 = 91.3 A.

F2 = 84.8 A.

F3 = 86.0 A.

F3 = 89.4 A.

Lectura tomada durante un encuentro de fútbol, el 20 de Agosto de 1996, a las 19:20 Hrs. En contactores de la Subestación “A”. En el local de la Subestación “A”, se encuentran los tableros generales en servicio normal y emergencia.

Subestación A

Desmantelamiento de Planta de Emergencia


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2.4 Equipo instalado en subestación “B” 2.4.1 Suministro de energía en subestación “B”. La acometida de Subestación “B”, se deriva de la subestación “A”, con cable XLP 1/0 clase 25 KV, en tubería p.g.g. de 103 mm. Por el muro.

2.4.2 Equipo eléctrico a sustituirse en subestación “B”. 

Subestación montada en estructura para 23 KV, con barras circulares y está compuesta por:

a)

La Subestación “B”, está montada en estructura con barras circulares para 23 KV y está compuesta por:

b)

Acometida que llega a unas cuchillas con fusibles operación SIN CARGA, derivándose por las barras circulares a otras cuchillas operación SIN CARGA, para bajar a las boquillas de alta tensión del transformador de 1000 KVA (mismas características que el transformador de la Subestación “A”).

c)

Esta Subestación NO cuenta con interruptor de operación con carga para 23 KV.

d)

La planta de emergencia de 500 KVA y su Tablero de Transferencia son las mismas características que el de la Subestación “A”. Esta planta alimenta a los reflectores de 1500 W. Aditivos Metálicos en 440 V., del lado de Insurgentes. El Tablero de Transferencia NO cuenta con alimentación de Servicio Normal por lo que para los eventos nocturnos siempre está en operación. La planta NO cuenta con gobernador automático, sino manual. En esta Subestación “B” (igual que en la Subestación “A”), se encuentra un transformador de 160 KVA, 440 V. en el primario y 220/127 V. en el secundario, apoyado por un Transfer con Change-matic de 400 A. que soporta túneles, rampas, pasillos y sanitarios del lado de Insurgentes.

e) f) g) h)

2.4.3 Subestación “A”. Inspección ocular en el área, detectando que la Subestación y/o equipos de mediana tensión. Propiedad de C.F.E., es ya de años atrás en cuestión tecnológica y ocupando demasiada área. En cuestión a los tableros generales de distribución, también son ya muy atrasados en tecnología y en su mayoría no hay interruptores de esos marcos, por lo que se detectó que se han tenido que hacer adaptaciones, las cuales para poder dar los servicios requeribles, han tenido que utilizar otros interruptores de diferente marcas y alojándolos afuera de los gabinetes de los mismos tableros. Las canalizaciones (trinchera) de las alimentaciones principales están inundadas con agua y aceite por lo que en épocas de lluvia, y en cualquier momento se podría tener un fuerte problema, quedando todo el servicio fuera de esta Subestación.


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Cabe mencionar que los interruptores principales actuales, por indicaciones de personal a cargo, tienen problemas, en el caso de que se abran dichos interruptores, ya no fácilmente cierran por lo que se intenta en varias ocasiones hasta lograrlo. La tensión o relación del transformador en mediana tensión es de 23 KV y en baja tensión es de 440/254V. Por lo que utilizan transformadores de distribución con relación 440-220/127 V. para servicios definidos y palco, así mismo el Generador (Tipo Submarino) es a 440V., esto es para el alumbrado (Reflectores) de la cancha. Antes de cualquier evento donde se requiera la iluminación de la cancha, esto se genera por la planta de emergencia porque de lo contrario, en caso de algún parpadeo por parte de CFE, los reflectores se apagarían tardando en volver a encender de 15 a 20 minutos. Por lo que este servicio siempre se da con la planta de emergencia. Los ductos de las canalizaciones están tapados por lo que se propone colocar nuevas canalizaciones. De esta Subestación se alimentan dos concentraciones de tableros subgenerales de distribución que dan servicio a ciertas aéreas del Estadio en servicio normal y a emergencia. Estos tableros también ya son obsoletos y en muy malas condiciones.

2.4.4 Subestación “B”. Esta Subestación se encuentra en las mismas condiciones que la Subestación A, también alimenta las otras dos concentraciones de tableros que se encuentran en las esquinas de estadio, también se detectaron que todos los tableros de distribución y alumbrado están en mal estado y en su mayoría no tienen interruptor general que por las distancias lo requieren. Las canalizaciones de los alimentadores generales van por trincheras y estas se inundan en épocas de lluvia, por lo que se propone que las nuevas canalizaciones sean a través de charolas y estas vallan por la parte superior de los equipos. Como ya se había mencionado anteriormente, los tableros actuales ya son obsoletos y los interruptores que se tienen instalados algunos, ya no operan, por lo que han tenido que hacer adaptaciones conectando directamente en barras a interruptores (de otra marca) fuera de los gabinetes. También los interruptores generales tienen el riesgo de que si los abren ya no cierran; por lo antes mencionado es conveniente que se cambien en su totalidad. Con referencia a las concentraciones de tableros subgenerales o de distribución en los túneles 4, 12, 19 y 27, todos estos equipos ya también son obsoletos y se recomienda cambiarlos ya que las condiciones actuales se prestan a riesgos personales y de falla en la continuidad del servicio eléctrico. Los riesgos en dichos cuartos son que cuando llueve se inundan a una altura de 15 a 20 cm. Por lo que el agua casi llega a las barras de los tableros quedando los alimentadores por debajo del agua por lo cual estos ya están en muy mal estado. Por lo cual se propone cambiar dichos tableros además de tapar el acceso al agua a estos cuartos, de colocar una base de concreto de 40 cm. De altura para montar los nuevos equipos a instalar. Los tableros NQOD de 24, 30 y 42 circuitos de distribución de alumbrado y contactos de servicio ya están en mal estado y no tienen interruptor general por las mismas distancias que hay entre ellos por norma lo requieren. Cabe mencionar que de algunos tableros se derivan para alimentar otros tableros pero de la misma alimentación esto es que no se derivan de un interruptor sino de las mismas zapatas.


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2.4.5 Cisterna nodriza. El Estadio Azteca cuanta con una cisterna nodriza la cual tiene una capacidad para 1’100,000.00 Litros de agua, está a su vez alimenta a 6 cisternas con una capacidad de 135,000.00 litros cada una, además de cárcamos los cuales se describen a continuación. a)

Cisterna Nodriza: a) 2 Bombas de 20 HP

b)

Cisterna # 1 b) 3 Bombas de 10 HP

c)

Cisterna # 2 c) 3 Bombas de 10 HP

d) Cisterna # 3 d) 3 Bombas de 10 HP e) Cisterna # 4 e) 3 Bombas de 10 HP f)

Cisterna # 5 f) 3 Bombas de 10 HP

Subestación “B”

g) Cisterna # 6 g) 3 Bombas de 10 HP h) Cárcamo Foso nivel cancha h) 7 Bombas de 20 HP i)

Cárcamo Vestidores Local i) 2 Bombas de 7 HP

j)

Cárcamo Vestidores Visitante j) 2 Bombas de 7 HP

k) Cárcamo Túnel # 13 k) 2 Bombas de 5 HP l)

Cárcamo Túnel # 18 l) 2 Bombas de 5 HP

m) Cárcamo Túnel # 20 m) 2 Bombas de 5 HP n) Túnel Azteca n) 1 Bombas de 1/2 HP o) Oficinas Generales. o) 1 Bombas de 1/2 HP Desmantelamiento de Transformador Subestación “B”


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2.5 Iluminación cancha.

2.5.1 Levantamiento eléctrico de luminarias cancha. De la planta de emergencia de 500 KVA, 440 Volts, ubicada en el local de la Subestación “A” se alimentan los contactores de: TORRE “A” con 76 reflectores de 1500 W. aditivos metálicos, 440 V. (existen algunos que no encienden). F1 = 143 A.

F2 = 151 A.

F3 = 148 A.

TORRE “B” con 77 reflectores de 1500 W. aditivos metálicos, 440 V. (existen algunos que no encienden). F1 = 138 A.

F2 = 135 A.

F3 = 142 A.

De la planta de emergencia de 500 KVA, 440 Volts, ubicada en el local de la Subestación “B” se alimentan los contactores de: TORRE “C” con 75 reflectores de 1500 W. aditivos metálicos, 440 V. (existen algunos que no encienden). F1 = 137 A.

F2 = 142 A.

F3 = 145 A.

TORRE “D” con 79 reflectores de 1500 W. aditivos metálicos, 440 V. (existen algunos que no encienden). F1 = 145 A.

F2 = 152 A.

F3 = 149 A.

Se tienen otros 48 reflectores en la cabecera Norte (24 piezas del lado de Tlalpan y 24 del lado de Insurgentes) ver pág. 56. En la cabecera Sur, también se tienen 48 reflectores (24 piezas del lado de Tlalpan y 24 del lado de Insurgentes). Ver pág. 56 F1 = 86.3 A.

F2 = 84.8 A.

F3 = 89.4 A.

Los 48 reflectores localizados en las cabeceras Norte y Sur, se controlan con dos contactores ubicados en el local de la subestación “A”. Los 48 reflectores de 1500 W. de las cabeceras Norte y Sur se encuentran conectados en Servicio Normal y Emergencia, de un transformador elevador 220 V. a 440 V., cuando falla el servicio de Luz y Fuerza se alimentan de la planta de emergencia de 500 KVA, 440 V., ubicada en la subestación “A”.


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2.6 Recomendaciones. 

Como primera recomendación y la más importante es la de impermeabilizar las goteras en las subestaciones y los cuartos de tableros de los túneles 4, 12, 19 y 27, así como colocar compuertas al drenaje por el lado de la Calzada de Tlalpan para que no se regrese el agua pluvial al Estadio, para evitar inundaciones en vestidores, fosa perimetral, de lo contrario no serviría de nada contar con nuevo equipo, si se sigue con la misma humedad y las inundaciones frecuentes en tiempos de lluvias.



Sustitución de subestaciones tipo estructura por subestaciones compactas con cuchillas e interruptores en aire operación con carga, que ocupan menos espacio.



Sustitución de tableros generales (en el local de las subestaciones), y tableros subgenerales en la concentración de los túneles 4, 12, 19 y 27.



Con su interruptor general adecuado y derivados, de acuerdo a cada tablero, considerar los sobrepuestos en muro de cada local.



Base de concreto de 40 Cm. De altura para tableros generales. Subgenerales y subestaciones, de 10 Cm. Recomendando nuevamente impermeabilizar los cuartos donde se alojaran estos equipos.



Los alimentadores que salen y entran a tableros generales y subgenerales, se recomienda se canalicen por charola de aluminio aérea. Para esto se debe considerar un lote de cable para empalmar los que se encuentran en trinchera, con humedad en tiempos de lluvia.



No se cuenta con una red de tierras adecuada para aterrizar los tableros generales, subgenerales y de distribución de alumbrado y contactos, así como los tableros de fuerza, por lo que se recomienda que estos equipos cuenten con este aterrizamiento de tierra física para protección de los equipos y principalmente del personal.



Se recomienda que cada alimentador cuente con su propia protección adecuada de acuerdo al calibre del conductor, ya que de un mismo interruptor salen dos alimentadores a diferentes equipos.



Canalizar los alimentadores que se encuentran amarrados en la malla ciclónica, ya que se encuentran al aire y a la mano de cualquier persona.



Los interruptores que aparecen como vació en los diagramas de tableros generales y subgenerales, son porque se tuvo que adaptar en el mismo tablero o fuera de ellos otros interruptores de otra marca, ya que los que se encuentran actualmente es muy difícil encontrarlos o sea absolutos.



En los túneles han tenido cortos circuitos en el alumbrado y como no se sabe la trayectoria de tuberías que alimentan estos equipos, se han tomado del túnel que sigue sobrecargando los circuitos, por lo que se les recomienda tener precaución en este punto.


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CAPITULO 3 PROPUESTA Y SELECCIÓN DE EQUIPO NUEVO. 3.1 Objetivo. A efecto de actualizar la base normativa para la operación eficiente de los equipos de una subestación, fue necesario la realización del presente trabajo, el cual señalará claramente la delimitación de las responsabilidades funcionales y operativas, los procedimientos técnicos a utilizar, las herramientas necesarias para los operadores y para el personal involucrado, que intervienen en el proceso de dicho sistema, así como el compromiso que tienen para contribuir a la consecución de los objetivos fundamentales del sistema eléctrico.

3.2 Justificación. Los equipos eléctricos son parte fundamental en la red eléctrica, ya que son los responsables de concentrar y/o distribuir la energía a todos y cada uno de los puntos de demanda. Por tal motivo es de suma importancia la correcta selección de los mismos. Una mala decisión en la selección del equipo pone en riesgo las instalaciones eléctricas así como la vida del usuario y del operador de los equipos.

3.3 Definición y clasificación de subestaciones eléctricas. 3.3.1 Definición. Las subestaciones son los componentes de los sistemas de potencia en donde se modifican los parámetros de tensión y corriente, sirven además de punto de interconexión para facilitar la transmisión y distribución de la energía eléctrica y pueden clasificarse de acuerdo a su función y construcción.

3.3.2 Clasificación por su función. 3.3.3 Subestaciones elevadoras. En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros principales en la generación de la energía eléctrica por medio de los transformadores de potencia, elevando el voltaje y reduciendo la corriente para que la potencia pueda ser transportada a grandes distancias con el mínimo de pérdidas. Son las subestaciones que generalmente se encuentran en las Centrales Eléctricas. Algunos niveles típicos de voltaje usados en los sistemas eléctricos de potencia, se dan en la tabla siguiente, agrupándolos en transmisión, subtransmisión, distribución y utilización. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

30

Tabla 3.3.3.1 Niveles de voltajes usados preferentemente en Méico. Trasmisión

!ubtransmisión

"istribución

#tili$ación

400 V! 230 V!

115 V! 69 V!

34!5 V! 23!0 V! 13!8 V!

440 V! 220 V! 127 V!

3.3.4 Subestaciones reductoras. En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros de la transmisión de la energía eléctrica por medio de transformadores de potencia, reduciendo el voltaje y aumentando la corriente para que la potencia pueda ser distribuida a distancias medias a través de líneas de transmisión, subtransmisión y circuitos de distribución, los cuales operan a bajos voltajes para su comercialización.

3.3.5 Subestaciones de maniobra. En este tipo de Subestaciones no se modifican los parámetros en la transmisión de la energía eléctrica, únicamente son nodos de entrada y salida sin elementos de transformación y son utilizadas como interconexión de líneas, derivaciones, conexión y desconexión de compensación reactiva y capacitiva, entre otras.

3.3.6 Clasificación por su construcción. 3.3.6.1 Subestación tipo intemperie. Son las construidas para operar expuestas a las condiciones atmosféricas (lluvia, nieve, viento y contaminación ambiental) y ocupan grandes extensiones de terreno.

3.3.6.2 Subestación tipo interior. Son Subestaciones que se encuentran con protección de obra civil, similares en su forma a las de tipo intemperie, con el fin de protegerlas de los fenómenos ambientales como son: la contaminación salina, industrial y agrícola, así como de los vientos fuertes y descargas atmosféricas. También existen, las Subestaciones compactas blindadas aisladas con gas Hexafloruro de Azufre (SF6), las cuales proporcionan grandes ventajas, ya que además de poder ser diseñadas para operar a la intemperie, estas pueden estar protegidas del medio ambiente con cierta infraestructura civil, reduciendo los costos de mantenimiento.

3.3.6.3 Subestación tipo compacta. La Subestación Compacta ofrece la mejor alternativa para sus necesidades de energía eléctrica, ya que integra en un solo gabinete las funciones de desconexión y protección en media tensión de su instalación. La Subestación Compacta clase 15 y 25 kV es un gabinete servicio Interior o Exterior. Por lo que en este caso nos enfocaremos a este tipo de subestaciones, tipo compacta interior.


31

3.4 Componentes de la subestación tipo compacta. 3.4.1 Celda de medición Esta celda está destinada a alojar el equipo de medición y control (Tp´s, Tc´s) de la compañía suministradora de energía (CFE).

3.4.2 Celda de cuchilla de paso. Destinada para alojar una cuchilla desconectadora de operación sin carga, la cual va instalada en la parte superior de la celda. La celda de cuchilla de paso tiene como función principal aislar la sección con carga, dando la facilidad de poder hacer mantenimiento en todos los equipos conectados en la misma línea incluso en el seccionador de operación de carga. Gracias a la disposición de esta cuchilla se puede Utilizar como celda de acometida, ya que cuenta con suficiente espacio para recibir alimentación por cable

3.4.3 Celda de seccionador. Destinada para alojar una cuchilla seccionadora de operación con carga, la cual se diseñó para una instalación frontal disponiendo los mecanismos de cierre y apertura rápidos para una operación d irecta desde la parte frontal de la subestación evitando el uso de transmisiones u otros mecanismos de operación que eventualmente presentan problemas de desajuste. Dada su instalación, los fusibles limitadores son extraídos frontalmente para lo cual se ha dispuesto de un diseño de bases de sujeción (clips), accesorios de seguridad como las pinzas extractoras de fusibles para evitar quemaduras por contacto directo con la porcelana que después de una operación puede alcanzar temperaturas entre 200 y 500°C. Así mismo deben seguirse las recomendaciones de protección y seguridad descritas en los manuales de operación. Esta celda se suministra normalmente con apartarrayos, pero puede omitirse en caso de que así lo solicite el cliente.

3.4.4 Celda de acoplamiento a Transformador Por su diseño y fabricación, la celda de acoplamiento a transformador está contenida dentro de la celda del seccionador, ahorrando la disposición, costo y armado de una celda adicional. Así cuando el requerimiento del cliente sea sin acoplamiento (sólo derivado) bastará con no instalarse las barras conductoras de cobre así como su respectiva soportaría.

3.4.5 Celda de acometida. De acuerdo a su diseño y fabricación, la celda de acometida está integrada en la celda de cuchilla de paso, en arreglos donde esta sea también requerida la cuchilla y la acometida será directa a las barras conductoras.


32

3.4.6 Celda de transición. Bajo el mismo esquema que la celda de acoplamiento a transformador, por su diseño y fabricación, la celda de transición está integrada dentro de la celda del seccionador

3.5 Tipos de arreglos para subestaciones compactas. Gracias a su diseño y fabricación, las celdas pueden ser unidas para formar arreglos de subestación ya que son artículos por medio de tornillería. Los arreglos básicos denominados por un número que varía de acuerdo a su fabricante. Nota: -Los arreglos no incluyen fusibles. -Los arreglos se identifican viendo de frente la subestación y de izquierda a derecha.

Arreglo No. 1

Arreglo No. 2

-Celda de medición. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Tapas laterales.

-Celda de medición. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Tapas laterales. -Acoplamiento.

ARREGLO 1

ARREGLO 2

Arreglo No. 3

-Celda de medición. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Transición.

ARREGLO 3


33

Arreglo No. 4

-Celda de seccionador con apartarrayos. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador (derivado 1). -Celda de seccionador (derivado 2). -Tapas laterales.

ARREGLO 4

Arreglo No. 5

Arreglo No. 6

-Acoplamiento. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de medición (al centro). -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador con apartarrayos -Acoplamiento. -Tapas laterales.

-Acometida. -Celda de cuchilla de paso. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Acoplamiento. -Tapas laterales.

ARREGLO 5

Arreglo No. 7

ARREGLO 6

-Celda de acometida. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Acoplamiento. -Tapas laterales.

ARREGLO 7

Arreglo No. 8

-Celda de seccionador con apartarrayos. -Acoplamiento. -Tapas laterales.

ARREGLO 8


34

Arreglo No. 9

-Celda de seccionador con apartarrayos. -Tapas laterales.

Arreglo No. 10

-Celda de acometida. -Celda de seccionador con apartarrayos. -Tapas laterales.

ARREGLO 9

ARREGLO 10

En la figura 3.5.1 se muestran equipos de media media tensión (una subestación y un transformador transformador tipo subestación) y de baja tensión (un tablero de distribución) diseñados en conjuntos normalizados para alimentar fábricas o comercios que requieran de un transformador con capacidad de 150 kVA a 1500 kVA en sistemas primarios de 13,2 kV ó 23 kV y secundario de 220 V ó 440 V.

Figura 3.5.1

Por lo que de acuerdo a las necesidades requeridas para este proyecto se adopto un esquema como el anterior con un determinado arreglo para cada subestación.

3.6 Equipo nuevo instalado en subestación “A”. 3.6.1 Suministro de energía en subestación “A”. 1. a. b. c.

Acometidas de la Comisión Federal de Electricidad, ubicada por el lado de la Calzada de Tlalpan: La línea línea aérea en Mediana Tensión Tensión 23 kV. Poste de transición y ductos subterráneos. Se rematan en la sección de medición del gabinete de la Subestación Eléctrica Transformadora Transformadora ubicada en el lado oriente a nivel explanada del Estadio Azteca.


35

%i&ura 3.'.1.1 (ista frontal de subestación )*+.

%i&ura 3.'.1.2 !ubestación )*+.


36

3.6.2 Especificación de equipo instalado en en subestación “A”. CLAVE E S P E C I F I C A C I O N E S 1 Sección de medición de la compañía suministradora con bus de cobre de 400 A. preparada para alojar en su interior el equipo de medición en 23 kV., (suministrado por CFE). 2 Sección de cuchillas de paso con bus de cobre de 400 A. 3 Cuchillas desconectadoras operación sin carga, con medio de extinción del arco eléctrico en aire, operación manual en grupo, 3 polos, 400 A., 23 kV. Catalogo DTP 20/040 marca DRIWISA, con accionamiento de disco para la operación de las cuchillas desde el frente de la sección. 4 Apartarrayos autovalvulares, tipo distribución, para sistema conectado sólidamente a tierra clase 21 kV, marca Celeco. 5 Seccionador principal con bus de cobre de 400 A. 6 Sección de operación con carga, medio de extinción del arco eléctrico en aire, tripolar, un tiro, operación manual en grupo, con porta fusibles (un fusible por fase), cierre rápido y disparo automático al fundirse un fusible, 3 polos, 400 A. 23 kV., catalogo LDTP 20/044, marca DRIWISA, con accionamiento de disco para la operación del seccionador desde el frente de la sección. Tres fusibles de 125 A., 1000 MVA de capacidad interruptiva en 23 kV, modelo DRS 20/100-B4, (442 mm), marca DRIWISA, Vn=25.8 kV., In=100 A: 7 Sección de transición para la interconexión de secciones con bus de cobre de 400 A. 8 Seccionador derivado 1000 kVA con bus de cobre de 400 A. 9 Seccionador de operación con carga, medio de extinción del arco eléctrico en aire, tripolar, un tiro, operación manual en grupo, con porta fusibles (un fusible por fase), cierre rápido y disparo automático al fundirse un fusible, 3 polos, 400 A. 23 kV, catalogo LDTP 20/044, marca DRIWISA, con accionamiento de disco para la operación del seccionador desde el frente de la sección. Tres fusibles de 63 A. 1000 MVA de capacidad interruptiva en 23 kV, tipo DRS20/050-A4, In=50 A. (442 mm), marca DRIWISA. 10 Sección para la salida de cables por la parte posterior para salida de cables por parte superior. 11 Sección de acoplamiento a transformador con conectores flexibles de cobre de 400 A. 12 Transformador de potencia marca Voltran de 1000 kVA, tipo subestación, tensión en el primaria 20,000/23,000 Volts, conexión delta, tensión secundaria 220/127 Volts, conexión estrella, 3 fases, 60 Hz, elevación de temperatura 65°C, enfriado por aceite mineral, derivaciones +2, -2 de 2.5% cada uno, dos arriba y dos abajo del voltaje nominal, con gargantas en alta y baja tensión, disposición derechaizquierda, Z=5.75%. 13 T"#$%&'"(#)'" )* +',*$-.# (#"-# V'/,"#$ )* 400 VA ,.+' %*%,#-.$ ,*$%.$ +".(#".# 220 V'/,% -'$*.$ *%,"*//# ,*$%.$ %*-$)#".# 440 V'/,% )*/,# 3 &#%*% 60 ! */*#-.$ )* ,*(+*"#,"# 65 C! *$&".#)' *$ #-*.,* (.$*"#/ %.$ )*".#-.'$*% -'$ #"#$,#% *$ #(#% ,*$%.'$*% ).%+'%.-.$ )*"*-:#;.<.*")#! 14 G"+' */*-,"*$' (#"-# C#,*"+.//#" (')*/' 3508 TA T"';-#"#)' = +'%,; *$&".#)' -'$ /#% %..*$,*% -#"#-,*">%,.-#%? 900 @ )* +',*$-.# $'(.$#/ 750 @ )* +',*$-.# *&*-,.# *$ /# -.)#) )* MB.-' -'$ *$,./#)'" # 1800 RPM 60 ! 3 &#%*% 127220 V'/,% +#"# %' *$ *(*"*$-.#! 15 A.%/#)'" )* #+'=' &#".-#)' )* "*%.$# %.$,B,.-# +#"# 25 V! V!


37

3.6.3 Ubicación de equipo nuevo en Subestación “A”.

Figura 3.6.3.1


38

3.6.4 Especificación de tableros instalados en subestación “A”. CLAVE ESPECIFICACIONES A Interruptor automático de transferencia SP-2600 A. B Tablero de distribución marca Federal Pacific tipo LVME modificado, en gabinete Nema 1, Servicio interior uso general, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts, 3 fases, 4 hilos, formador por lo siguiente: • Un juego de zapatas generales dobles de 2500 A. • Una sección de gabinete autosoportado tipo LVME, 3 fases, 4 hilos, para 2500 A. • Dos interruptores de potencia de 3 polos, 2500 A., tipo M25H1 ajustado a 2500 A. Montaje removible. • Un interlock mecánico entre los interruptores de 2500 A. (Catalogo VM2CT de varilla) • Dos interlock mecánico (uno por interruptor). • Una zapata doble de 2500 A. por el lado de carga de cada interruptor Master Pact de 2500 A. C Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo LVME Plus (principal) 3 fases, 4 hilos, para 3200 A., con interruptor MasterPact montaje removible. • Un interruptor principal Masterpact de 3200 A., montaje removible. • Un juego de zaparas y conectores para Masterpact montaje removible un solo lado para 3200 A. Dos interruptores de potencia de 3 polos, 3200 A., ajustados a 3200 A, tipo • M32H1 MasterPact, operación eléctrica, montaje removible, incluyendo unidad de control STR58U, con características de tiempo largo, corto e instantáneo. • Juego de barras horizontales de cobre 3 Fases, 4 Hilos para 3200 A. • Sección de gabinete autosoportado tipo LVME/HCBD Plus 3 fases, 4 hilos para 3200 A. con interruptor MasterPact montaje removible. • Tres interruptores derivados: a) Un Interruptor de potencia de 3 polos, 2500 A., tipo M25H1 MasterPact, operación eléctrica, montaje removible, incluye unidad de control STR58U, con características de tiempo largo, corto e instantáneo. b) Dos interruptores termomagneticos de 3 polos, 1200 A. marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D. c) Dos espacios preparados para futuro para interruptor termomagnético, 3 polos marco J, gama select. d) Dos espacios preparados para futuro para interruptor termomagnético, 3 polos marco F, gama select. e) Dos espacios preparados para futuro para interruptor termomagnético, 3 polos marco E, gama select. D Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo HCBD Plus (Distribución) 3 fases, 4 hilos, para 2500 A., con interruptor MasterPact montaje removible. • Un juego de zapatas dobles de 2500 A., generales.


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15 Interruptores derivados: a) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 1200 A. marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D. b) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 1000 A. marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D. c) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 500 A. marco NJG. d) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 400 A. marco NJG. e) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 300 A. marco NJG. f) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 250 A. marco NJG. g) 7 interruptor termomagnetico de 3 polos, 150 A. marco NFG. h) 5 interruptor termomagnetico de 3 polos, 125 A. marco NFG. i) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 100 A. marco NEG. j) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 70 A. marco NEG. Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 480 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo HCBD Plus (Distribución) 3 fases, 4 hilos, para 1000 A. • Un interruptor termomagnetico principal de 3 polos, 1000 A., marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D, • 4 Interruptores derivados: a) 2 Interruptor termomagnetico de 3 polos, 300 A. marco NJG. b) 2 Interruptor termomagnetico de 3 polos, 100 A. marco NFG. c) 2 Espacios preparados para futuro para interruptor termomagnetico de 3 polos, marco F gama select. d) 2 Espacios preparados para futuro para interruptor termomagnetico de 3 polos, marco E gama select. •

E


40

3.7 Equipo nuevo instalado en subestación “B”. 3.7.1 Suministro de energía en subestación “B”. a. La acometida de Subestación “B”, “B”, viene de la subestación “A”, “A”, con cable cable XLP 1/0 clase 25 KV, en tubería pared gruesa galvanizada de 103 mm. Por el muro.

Figura 3.7.1.1 Vista frontal subestación ”B”.

Figura 3.7.1.2


41

3.7.2 Especificación de equipo instalado en en subestación “B”. CLAVE E S P E C I F I C A C I O N E S 1 Sección de acometida con bus de 400 A., viene acometida de subestación “A” derivador 1. 2 Sección de cuchillas de paso con bus de cobre de 400 A. 3 Cuchillas desconectadoras operación sin carga, con medio de extinción del arco eléctrico en aire, operación manual en grupo, 3 polos, 400 A., 23 kV. Catalogo DTP 20/040 marca DRIWISA, con accionamiento de disco para la operación de las cuchillas desde el frente de la sección. 4 Apartarrayos autovalvulares, tipo distribución, para sistema conectado sólidamente a tierra clase 21 kV, marca Celeco. 5 Seccionador principal con bus de cobre de 400 A. 6 Sección de operación con carga, medio de extinción del arco eléctrico en aire, tripolar, un tiro, operación manual en grupo, con porta fusibles (un fusible por fase), cierre rápido y disparo automático al fundirse un fusible, 3 polos, 400 A. 23 kV., catalogo LDTP 20/044, marca DRIWISA, con accionamiento de disco para la operación del seccionador desde el frente de la sección. Tres fusibles de 63 A., 1000 MVA de capacidad interruptiva en 23 kV, modelo DRS 20/100-B4, (442 mm), marca DRIWISA, Vn=25.8 kV., In=100 A: 7 Sección de acoplamiento a transformador con conectores flexibles de cobre 400 A. de capacidad de longitud adecuada8 Transformador de potencia marca Voltran de 1000 kVA, tipo subestación, tensión en el primaria 20,000/23,000 Volts, conexión delta, tensión secundaria 220/127 Volts, conexión estrella, 3 fases, 60 Hz, elevación de temperatura 65°C, enfriado por aceite mineral, derivaciones +2, -2 de 2.5% cada uno, dos arriba y dos abajo del voltaje nominal, con gargantas en alta y baja tensión, disposición derechaizquierda, Z=5.75%. 9 T"#$%&'"(#)'" )* +',*$-.# (#"-# V'/,"#$ )* 400 VA ,.+' %*%,#-.$ ,*$%.$ +".(#".# 220 V'/,% -'$*.$ *%,"*//# ,*$%.$ %*-$)#".# 440 V'/,% )*/,# 3 &#%*% 60 ! */*#-.$ )* ,*(+*"#,"# 65 C! *$&".#)' *$ #-*.,* (.$*"#/ %.$ )*".#-.'$*% -'$ #"#$,#% *$ #(#% ,*$%.'$*% ).%+'%.-.$ )*"*-:#;.<.*")#! 10 G"+' */*-,"*$' (#"-# C#,*"+.//#" (')*/' 3508 TA T"';-#"#)' = +'%,; *$&".#)' -'$ /#% %..*$,*% -#"#-,*">%,.-#%? 900 @ )* +',*$-.# $'(.$#/ 750 @ )* +',*$-.# *&*-,.# *$ /# -.)#) )* MB.-' -'$ *$,./#)'" # 1800 RPM 60 ! 3 &#%*% 127220 V'/,% +#"# %' *$ *(*"*$-.#! 11 Aislador de apoyo fabricado en resina sintética para 25 kV.


42

3.7.3 Ubicación de equipo nuevo en subestación “B”.


43

3.7.4 Especificación de tableros instalados en subestación “B”. CLAVE ESPECIFICACIONES A Interruptor automático de transferencia SP-2600 A. B Tablero de distribución marca Federal Pacific tipo LVME modificado, en gabinete Nema 1, Servicio interior uso general, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts, 3 fases, 4 hilos, formador por lo siguiente: • Un juego de zapatas generales dobles de 2500 A. • Una sección de gabinete autosoportado tipo LVME, 3 fases, 4 hilos, para 2500 A. • Dos interruptores de potencia de 3 polos, 2500 A., tipo M25H1 ajustado a 2500 A. Montaje removible. • Un interlock mecánico entre los interruptores de 2500 A. (Catalogo VM2CT de varilla). • Dos interlock mecánico (uno por interruptor). • Una zapata doble de 2500 A. por el lado de carga de cada interruptor Master Pact de 2500 A. C Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo LVME Plus (principal) 3 fases, 4 hilos, para 3200 A., con interruptor MasterPact montaje removible. • Un interruptor principal Masterpact de 3200 A., montaje removible. • Un juego de zaparas y conectores para Masterpact montaje removible un solo lado para 3200 A. Dos interruptores de potencia de 3 polos, 3200 A., ajustados a 3200 A, tipo • M32H1 MasterPact, operación eléctrica, montaje removible, incluyendo unidad de control STR58U, con características de tiempo largo, corto e instantáneo. • Juego de barras horizontales de cobre 3 Fases, 4 Hilos para 3200 A. • Sección de gabinete autosoportado tipo LVME/HCBD Plus 3 fases, 4 hilos para 3200 A. con interruptor MasterPact montaje removible. • Tres interruptores derivados: f) Un Interruptor de potencia de 3 polos, 2500 A., tipo M25H1 MasterPact, operación eléctrica, montaje removible, incluye unidad de control STR58U, con características de tiempo largo, corto e instantáneo. g) Dos interruptores termomagneticos de 3 polos, 1200 A. marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D. h) Un interruptor termomagnético, 3 polos, 500 A., marco NJG. i) Un interruptor termomagnético, 3 polos, 400 A., marco NJG. j) Un interruptor termomagnético, 3 polos, 225 A., marco NFG. k) Un interruptor termomagnético, 3 polos, 200 A., marco NFG. l) Un interruptor termomagnético, 3 polos, 50 A., marco NEG. D

Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo HCBD Plus (Distribución) 3 fases, 4 hilos, para 2500 A. • Un juego de zapatas dobles de 2500 A., generales. • 14 Interruptores derivados: INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

44

E

k) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 1200 A. marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D. l) 2 interruptor termomagnetico de 3 polos, 400 A. marco NJG. m) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 225 A. marco NFG. n) 2 interruptor termomagnetico de 3 polos, 200 A. marco NFG. o) 3 interruptor termomagnetico de 3 polos, 125 A. marco NFG. p) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 100 A. marco NEG. q) 4 interruptor termomagnetico de 3 polos, 70 A. marco NEG. r) 1 interruptor termomagnetico de 3 polos, 50 A. marco NEG. s) 1 espacio preparado para futuro marco F, gama select. Tablero de distribución marca Federal Pacific Línea FP Master en gabinete autosoportado, con barras generales de cobre, formado por lo siguiente: • Gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 480 Volts. • Una sección de gabinete autosoportado tipo HCBD Plus (Distribución) 3 fases, 4 hilos, para 1000 A. • Un interruptor termomagnetico principal de 3 polos, 1000 A., marco NMS-D gama select, con unidad de disparo STR25D, • 4 Interruptores derivados: e) 2 Interruptor termomagnetico de 3 polos, 300 A. marco NJG. f) 2 Interruptor termomagnetico de 3 polos, 100 A. marco NFG. g) 2 Espacios preparados para futuro para interruptor termomagnetico de 3 polos, marco F gama select. h) 2 Espacios preparados para futuro para interruptor termomagnetico de 3 polos, marco E gama select.

3.8 Tipos de tableros en subestación “A” Y “B”. Tablero de distribución marca Federal Pacific tipo LVME modificado, en gabinete Nema 1, Servicio interior uso general, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts, 3 fases, 4 hilos.

3.8.1 Sección F. Se recomienda para sistemas de distribución donde la capacidad, el tipo y protección adecuada es con interruptores derivados Masterpact. Este tipo de sección puede alojar en su interior hasta 4 interruptores derivados Masterpact de 800 A, de montaje fijo y operación manual bajo requerimiento especial. (Consultar restricciones en planta). La capacidad de corriente nominal máxima por sección es hasta 3200 A y por su característica modular pueden realizarse arreglos en varias secciones a través de las barras principales estándar hasta 4000 A (bajo requerimiento se pueden suministrar de 5000 y 6300 A). En el orden de los sistemas de distribución en baja tensión se ubican estas secciones que contienen interruptores derivados Masterpact, después de las secciones P (Principales), es decir son alimentadas por secciones principales con Masterpact de mayor capacidad, normalmente de acuerdo a la capacidad total del sistema. A su vez las secciones F de LVME-NS (alimentadores derivados) se conectan a las secciones HCBDNS de distribución y en algunos casos a secciones MCBD-NS (combinación) donde las cargas van disminuyendo de capacidad. Esta sección puede incluir interruptores derivados máximo de 2500 A en combinación con otro u otros de menor capacidad siempre y cuando la suma de sus capacidades no sobrepasen 3200 A. En el caso de utilizar interruptores Masterpact NT la capacidad máxima es de 1600 A en combinación con otros de menor capacidad, siempre y cuando la suma de sus capacidades no sobrepasen 3200 A.


45

Figura 3.8.1.1

Figura 3.8.1.2 Tableros de distribución CHBD.

3.8.2 Tablero de distribución autosoportado tipo HCBD. Plus (Distribución) 3 fases, 4 hilos, para 2500 A., con interruptor MasterPact montaje removible, marca Federal Pacific Línea FP Master, con barras generales de cobre, gabinete Nema 1, servicio interior usos generales, color gris ANSI 61, para operar en 220/127 Volts. Optimizando el espacio.

Los tableros HCBD-NS (sección de distribución) de los tableros FPower-NS están disponibles con un panel interior de distribución para interruptores en caja moldeada FPower NS de montaje en grupo. Cada uno de estos paneles se monta sobre los canales en esquina del marco frontal, mediante rieles horizontales de montaje. Los conectores se aseguran a las barras principales mediante el ensamble de conectores “E”, llevando la energía al centro de las barras del interior. Las barras verticales derivadas alimentan energía a los interruptores derivados FPower NS. También se proporciona amplio espacio para el cableado de los interruptores derivados a la carga. Cuando no es posible colocar una sección con interruptor principal antes del tablero HCBD-NS (distribución) es posible montar en el HCBD-NS un interruptor termomagnetico hasta 1200 A que actúe como principal y el resto de los interruptores serán derivados. Los interruptores en caja moldeada FPower NS de Federal Pacific están disponibles en construcción de montaje en grupo atornillados por medio de conectores troquelados. En este tipo de construcción, el lado de línea del interruptor se atornilla directamente a las barras verticales derivadas del panel y el lado de carga incluye zapatas para recepción del cable. Los interruptores derivados se pueden alambrar desde el frente del tablero.


46

3.8.3 Los tableros HCBD-NS. Ahora cuentan con un área cubierta con placas de extensión en la columna ara interruptores izquierda vista de frente, estos espaciadores son removibles fácilmente para permitir el montaje de los nuevos interruptores “Marco M” NS con unidades micrologic los cuales aplican para corrientes de 630 A. a 1250 A. Capacidad 600 a 2000 A y de 2000 a 4000 A. Alimentación con: • Interruptor principal (NMS 1200 A) • Zapatas generales • Barras principales (para conexión a otra sección) Espacio disponible para montaje de interruptores, 102 unidades “X” (máximo 34 interruptores NES de 3 polos).

Figura 3.8.3.1 Figura 3.8.3.2 Tableros de distribución HCBD-NS.


47

3.9 Cálculo de los alimentadores generales. FORMULAS A EMPLEARSE

1% , 2-

W

I = En×Cosφ

I =

ORMULA N'! 1

S =

W Ef × Cosφ ORMULA N'! 2

4 XLXI

I =

W


2 XLXI EnXe %



4 × L × I

e 00 =

En× S


3% 3W

I =

3 × Ef × Cosφ

2 × En × Cos φ

S =

EnXe %

e 00 =

2% , 3-

2%2-

2 × L × I En × S



S =

2 XLXI EnXe %


e 00 =

2 × 3 × L × I Ef × S


3%/W

I =

3 × Ef × Cosφ


S =

2 XLXI EnXe %


e 00 =

2 × 3 × L × I Ef × S


I n= 1.25 X I motor mayor + In pc de los P#"# #/.(*$,#)'" D* 2  (F% (','"*% demás motores Protección del motor mayor + In pc de los P"',*--.$ *$*"#/ )* 2  (F% (','"*% demás motores.

e =

0 . 0175 × L × I × 2

Para comprobar la caída de tensión (V) en base a la sección transversal del conductor.

S

D'$)*? I @ C'% φ V$ V& S L *H *

C'"".*$,* *$ */ -'$)-,'" *$ A(+*"*%! P',*$-.# *$ @#,,%! #-,'" )* +',*$-.# %* -'$%.)*"# 0!9! V'/,#* *$,"* &#%* = $*,"' *$ V'/,%! V'/,#* *$,"* &#%* = &#%* *$ V'/,%! S*/*--.$ )*/ C'$)-,'" *$ ((2! L'$.,) )*/ C'$)-,'" *$ (*,"'%! C#>)# )* ,*$%.$ *$ H (*$'" )*/ 3 H! C#>)# )* ,*$%.$ *$ V'/,%!


48

TABLA 3.9.1.1 Transformadores de más de 600 V Máximo ajuste para el dispositivo de protección contra sobrecorriente Primario Secundario Más de 600 V

Impedancia del transformador

No más del 6% Más del 6% y no más del 10%

600 o meno s Ajuste del interruptor automático o capacidad del fusible

Más de 600 V

Ajuste del interruptor automático

Capacidad del fusible

Ajuste del interruptor automático

Capacidad del fusible

600%

300%

300%

250%

125%

400%

300%

250%

225%

125%

televisa s.a. de c.v.

televisas.a.dec.v.

futbol del distrito federal s.a. de c.v.

A

televisas.a.dec.v.

televisa s.a. de c.v.

IMPE

INSTALACIONES,MANTENIMIENTO Y PROYECTOS ELECTRICOS

S.Ade C.V.

3.0.1.2 "ia&rama #nifilar !ubestación )*+.


49

3.9.1 Memoria de cálculo en Subestación “A” 3.9.2 Selección del transformador de distribución. Este transformador se selecciono en base a la carga eléctrica demandada (ver diagrama unifilar) Tablero “TGN - A”. Carga Instalada: 1,124.38 kW.

Considerando un Factor de Demanda del 80% (F.D. = 0.8) tenemos:  = ,.  × . = .

FORMULA PARA (KVA)

KVA =

KW F .P.

DONDE: Carga demandada: F.P.

899.504 kW 0.9

Sustituyendo valores tenemos:

KVA =

899.504 0.9

= 999.448

Por lo cual requerimos un transformador de distribución de 1,000 KVA.

Especificaciones del transformador seleccionado: Transformador de distribución marca “VOLTRAN” de 1000 KVA, tipo Subestación, tensión primario 20000/23000 Volts, conexión Delta, tensión secundaria 220/127 Volts, conexión estrella, 3 fases, 60 HZ, elevación de temperatura 65°C. Enfriado por aceite mineral, derivaciones +2 -2 de 2.5% c/u., dos arriba y dos abajo del voltaje nominal, con gargantas en alta y baja tensión, disposición Izquierda – Derecha.


50

3.9.3 Cálculo de las protecciones primarias y secundarias del transformador. 3.9.3.1 Cálculo de la corriente en el primario del transformador. Fórmula para calcular la corriente nominal, para la selección de la protección:

I n = 1.155 ×

KVA kV

Donde: KVA = kV =

1,000 23

Sustituyendo valores tenemos: I n = 1.155 ×

1,000 23

= 1.155 × 43.48 = 50.22

Por lo que se tendrá una protección de 63 Amperes. Por lo que se seleccionaron 3 fusibles de 63 A., 1000 MVA, de capacidad Interruptiva en 23 KV, tipo ! 20"#0 $, %&&2 ''(, 'arca )!I*I$A+.

3.9.3.2 Cálculo de la corriente en el secundario del transformador. I =

1000× 1000 3 × 220

=

1,000,000 381

= 2,624.67 Amp.

El dispositivo de protei!n se seleiono en "ase al #rti$lo de la NO%&00'&(EDE&)005 450&* +#, +', - la ta"la 450.* +#, +',. Capaidad del dispositivo de protei!n ontra so"re orriente prop$esta +ermomagn/tio,  '00 Corriente nominal

1 ')5 2

($stit$-endo valores tenemos:

3,000× 100 2,624.67

=

300,000 2,624.67

= 114.30 < 125%


51

or lo ue se tendr un interruptor termoma&nético master pact de 3 4 3266725'6 *. 8omo protección &eneral en el Tablero &eneral normal 9T:N , *;.

NOTA? L# +"',*--.$ )*/ ,#/*"' TGN  A %* %*/*--.'$' *$ #%* # /# -'"".*$,* (F.(# %(.$.%,"#)# +'" */ %*-$)#".' )*/ ,"#$%&'"(#)'" *%,# +"',*--.$ %* %,.&.-# -'$ */ A",.-/' 450;3 )* /# NOM;001; SEDE;2005!

3.9.3.3 Cálculo del alimentador de transformado a tablero general normal “A” (TGN ”A”). Datos para el cálculo del alimentador: Corriente máxima del lado Secundario del Transformador, I = 2,625 Amperes. Cable a instalarse en charola al aire. De acuerdo a: Tabla 310-17 (NOM-001 SEDE 2005). El calibre: 500 KCM en charola a 75º C; Soporta = 620 Amperes. Por lo tanto: 6 Cables de 500 = 6 Cables × 620 = 3,720 × 0.8 F.A. = 2,976 Amperes. *F.A. = Factor de Agrupamiento. Por lo que se tendrá: 6 6 1

-

500 500 500

Por Fase Neutro Tierra Física (T.F.)

Caída de tensión (e%) del Alimentador: e% =

2 × 3 × L × I S × Ef

Sustituyendo valores: L = 5 Metros. e% =

2 × 3 × 5 × 2,625 6 × 253.35 × 220

=

45,466 334,422

= 0.14%

e% = 0.14% 0.14% < 3%



Condii!n 3$e se $mple satisatoriamente.


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CAPITULO 4 SISTEMA DE TIERRA 4.1 Objetivo: Proporcionar los criterios y requerimientos, para evitar diferencias de potencial peligrosas en las Subestaciones Eléctricas “A” y “B” de corriente alterna y establecer las bases para que la instalación guarde las condiciones de seguridad y que al mismo tiempo, permita el paso de las corrientes de falla o de las descargas atmosféricas a tierra, logrando con esto, proporcionar seguridad al personal, equipos e instalaciones eléctricas, asegurando una buena calidad de la energía.

4.2 Importancia del sistema de tierra. Una puesta a tierra adecuada, permite que cualquier fuga de corriente que se produzca en un circuito eléctrico busque la tierra como destino en forma inmediata y se evitará así una descarga sobre quien, accidentalmente, entre en contacto con un equipo defectuoso, de ahí su importante instalación de manera correcta. Una gran parte de los accidentes en la industria están relacionados al contacto directo con partes metálicas, donde se ha encontrado que la causa de estos accidentes ha sido la falta de un sistema de tierra o sistema de tierra adecuado, gran parte de los incendios originados en las instalaciones eléctricas se deben a fallas en los sistemas de tierra. Por esta razón, se deduce que desde el diseño de cualquier instalación eléctrica se le debe dar gran importancia y atención al s istema de tierra. El disponer de una red de tierra adecuada es uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en las subestaciones. A ésta red se conectan los neutros de los equipos eléctricos, transformadores, pararrayos y todas aquellas partes metálicas que deben estar a potencial de tierra. La necesidad de contar con una red de tierra en las subestaciones, es la de cumplir con las siguientes funciones: a) El sistema debe proporcionar un circuito de muy baja resistencia y una capacidad de corriente adecuada para la circulación de las corrientes de falla a tierra, ya sean debidas a fallas de corto circuito a tierra del sistema o a la operación de pararrayos. b) Se deben evitar que durante la circulación de éstas corrientes de falla se produzcan diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación, ya sea del equipo con respecto a tierra o fundamentalmente la diferencia de potencial entre cualquiera de dos puntos que pudieran ser tocados simultáneamente por el personal. c) Se requiere que bajo condiciones de falla, sea limitado el voltaje que aparece entre las carcasas del equipo y la red de tierra, cuando circula una corriente de falla. d) Facilitar la operación de los dispositivos de protección adecuados, para la eliminación de las fallas a tierra en los sistemas eléctricos. e) Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico. f)

Evitar la aparición de potencial en el neutro en un sistema en estrella aterrizada.


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g) Proveer una conexión a tierra para el punto neutro de los equipos que así lo requieran (transformadores, reactores, etc.). h) Proporcionar un medio de descarga para los equipos, ya que estos almacenan energía por inducción magnética o capacitancia, antes de proceder a tareas de mantenimiento. Intensidades del orden de miles de amperes, producen gradientes de potencial elevados en la vecindad del punto o puntos de contacto a tierra y si, además, se da la circunstancia de que algún ser viviente se apoye en dos puntos, entre los cuales existe una diferencia de potencial debido al gradiente arriba indicado, puede sufrir una descarga de tal magnitud que sobrepase el límite de su contractilidad muscular y provoque su caída. En tal situación, la corriente que circula por su cuerpo aumenta y si por desgracia ésta pasa por algún órgano vital como el corazón, puede originar fibrilación ventricular y sobrevenir la muerte. En las instalaciones eléctricas en baja tensión con frecuencia se presentan fallas tales como sobretensiones por rayo, por cortocircuito de líneas, perforación de aislamiento y otros que producen corrientes peligrosas capaces de dañar al personal. Para evitarlo es necesario conducir estas corrientes a donde no hagan daño, seleccionando para ello un lugar de menor voltaje que la línea y un conductor de muy baja resistencia. La razón de escoger un punto de menor voltaje, es para obligar a la sobre corriente a dirigirse hacia ese lugar y la razón de usar un conductor de poca impedancia, es para que la corriente circule preferentemente por ahí a la tierra. La tierra física se considera con un voltaje cero y en ese lugar es ideal para dirigir las sobre corrientes. Una conexión a tierra es realmente un contacto físico con el suelo. Estando ya las sobre corriente en el piso hay que dispersarla eficientemente con ayuda de elementos conductores auxiliares. Esto es, lo que se conoce como “SISTEMA DE TIERRA”. Que quede claro que el sistema de tierras NO debe conducir corriente en condiciones normales, sino solo en caso de falla. Todas las subestaciones eléctricas del complejo deben contar con un sistema de puesta a tierra al cual se conectan todos y cada uno de los elementos de la instalación que requieran ser puestos a tierra, tales como los tanques, carcazas de los equipos, las estructuras metálicas y todas aquellas partes metálicas que deben estar a potencial de tierra. También deben de conectarse a tierra los Neutros de sistemas trifásicos previo estudio y tener la seguridad de que no conduce corrientes, y por su puesto los pararrayos y apartarrayos aunque a un sistema de tierra distinto, por operar a tensiones de falla muy elevadas, pero interconectados entre ellos.

4.3 Diferencia entre el neutro y tierra. La diferencia de estos dos elementos es que el neutro lo usamos como medio de transporte de la corriente de nuestra línea de alimentación a los postes de suministro eléctrico. El neutro es un conductor activo que esta conectado intencionalmente a una puesta a tierra, sólidamente o a través de una impedancia limitadora. Por otro lado la conexión a tierra, es la conexión que usamos para que circule la corriente no deseada o descargas eléctricas hacia tierra para evitar que dañen equipos eléctricos, electrónicos e incluso personas, explicado de otra forma es la conexión que usamos para la protección personal y de equipos contra sobre tensiones o descargas eléctricas de cualquier t ipo. Un terreno idóneo para dispersar la corriente eléctrica debe tener materia orgánica y estar húmedo. Entre más roca y tierra seca contenga un terreno, más dificultad tendrá en dispersar la corriente de INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

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corto circuito. Los elementos auxiliares de dispersión llamadas “electrodos” deben tener suficiente área de contacto con el terreno para facilitar su función. Por experiencia propia es recomendable tener de 2 Ω a 5 Ω de resistencia equivalente de la red. Si no se logra la condición de baja resistencia, se deben de anexar más electrodos interconectados en paralelo o se adiciona carbón u otros componentes en las inmediaciones de las existentes.

4.4 Elementos componentes de un sistema de tierra. a) CONDUCTORES: Para realizar una red o malla de tierra, se realiza con conductores de cable de cobre desnudo de calibre calculado pero por razones mecánicas se sugiere instalar como mínimo el calibre 4/0 AWG. y enterrados a una profundidad de 0.5 a 1.0 metros. Se utiliza de cobre por su excelente conductividad eléctrica, térmica y por su resistencia a la corrosión. b) VARILLAS COPPERWELD: Son varillas que se clavan en el terreno y que proporcionan a la malla contacto con zonas más húmedas del subsuelo que tienen menor resistividad eléctrica. Se ha utilizado comúnmente varillas de “Copper Weld” que consiste en una varilla de acero con recubrimiento de cobre. Este tipo de varilla combina las ventajas del cobre con la alta resistencia mecánica del acero para poder ser clavadas en el terreno. c) CONECTORES Y ACCESORIOS: Son los elementos que sirven para unir los conductores de la red de tierras además de conectar las varillas o electrodos y los conductores derivados de equipos y estructuras de la red. Los conectores utilizados en el sistema de tierra, pueden ser mecánicos, soldables o a presión, pero todos ellos deben de soportar la corriente de la red de tierra en forma continua. Es posible utilizar cualquier tipo de conector, evaluando sus ventajas y desventajas o combinarlos dependiendo del lugar o partes que vallan a conectar. d)

MALLA: La malla se hace armando una red de conductores de cobre desnudos, esta malla se puede mejorar con algunos electrodos. Esta malla es muy utilizada en las subestaciones eléctricas, ya que reduce el riesgo de descargas.

4.5 Definiciones. Aterrizamiento: Conectar a tierra los sistemas, circuitos o aparatos con el propósito de establecer un circuito de retorno por el suelo y para mantener su potencial al potencial del suelo. Corriente a Tierra: Corriente que fluye hacia o fuera de la tierra o sus equivalentes que sirven como tierra. Electrodo Artificial: Cuerpo metálico o de material conductor de fabricación especial que puede contener componentes químicos. Electrodo Auxiliar para Tierra: Elemento conductor cuya función primaria es conducir la corriente de falla a tierra, hacia el suelo. Electrodo para Tierra: Conductor embebido en el suelo y utilizado para conectar la corriente a tierra o para disipar la corriente de tierra hacia el suelo. Electrodo Primario para Tierra: Electrodo específicamente diseñado o adaptado, para descargar las corrientes de falla a tierra, hacia el suelo, frecuentemente en patrones de descarga específicos según requiera el diseño del sistema de tierra.


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Elevación del Potencial de Tierra (GPR): Es el máximo potencial eléctrico que una rejilla para tierra en una subestación puede alcanzar con relación a un punto de tierra distante, asumiendo que esté al potencial de la tierra remota. Este potencial GPR es igual a la corriente máxima de rejilla multiplicada por la resistencia de rejilla. Rejilla para tierra: Sistema de electrodos horizontales para tierra, que consiste de un número de conductores desnudos interconectados, enterrados en el suelo, proporcionando una tierra común para los dispositivos eléctricos o estructuras metálicas, usualmente ubicados en un lugar específico. NOTA: Las rejillas enterradas horizontalmente cerca de la superficie del suelo, son también efectivas para controlar los gradientes de potencial superficial. Una rejilla para tierra típica, usualmente se complementa con un número de electrodos verticales (varillas para tierra) y pueden ser conectadas posteriormente a los electrodos auxiliares de tierra a fin de bajar su resistencia con respecto a la tierra remota. Resistencia Eléctrica del cuerpo humano: Es la resistencia eléctrica medida entre extremidades, esto es, entre una mano y ambo pies, entre ambos pies o entre ambas manos. Sistema de tierra: Comprende a todos los dispositivos de tierra interconectados dentro de un área específica. Tensión de Contacto (Ec): Es la diferencia de potencial entre la elevación del potencial de tierra (GPR) y el potencial superficial en el punto en donde una persona está parada mientras al mismo tiempo tiene una mano en contacto con una estructura metálica aterrizada. Tensión de Paso (Ep): Es la diferencia de potencial superficial que puede experimentar una persona con los pies separados a 1 metro de distancia y sin hacer contacto con algún objeto aterrizado. Tensión de Malla (Em): Es la máxima tensión de contacto dentro de una malla en una rejilla para tierra. Tensión Transferida: Es un caso especial de tensión de contacto en donde una tensión es transferida hacia el interior o la parte de afuera de la subestación desde un punto externo remoto. Tierra: Conexión conductora, ya sea intencional o accidental, por lo cual un circuito eléctrico o equipo está conectado al suelo o algún cuerpo conductor de gran extensión y que sirve en lugar del suelo.

4.6 Diseño del sistema de tierra. Generalidades

Las subestaciones deben contar con un sistema de tierra al cual se conecta o todos y cada uno de los elementos de la instalación que requieran ser puestos a tierra para: 

Proveer un medio seguro para proteger al personal que se encuentre dentro o en la proximidad del sistema de tierra o de los equipos conectados a tierra, de los riesgos de una descarga eléctrica debido a condiciones de falla o por descarga atmosférica. Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes a tierra, ya sean debidas a una falla a tierra del sistema o a la propia operación de algunos equipos. Proveer un medio para disipar las corrientes eléctricas indeseables a tierra, sin que se excedan los límites de operación de los equipos.


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Facilitar la operación de los dispositivos de protección, para la eliminación de fallas a tierra. Proveer un medio de descarga y des-energización de equipos, antes de proceder a las tareas de mantenimiento. Dar mayor confiabilidad y seguridad al servicio eléctrico.

4.7 Generalidades y descripción del sistema de puesta a tierra. Este sistema se instaló en un área de 21.00 X 17.00 m. Debajo de la subestación “A”, en el cual se aterrizó el neutro del transformador por el lado de baja tensión, así como todas las partes metálicas no conductoras de electricidad (tableros, interruptores, arrancadores, etc.) El criterio de diseño se basa en el Standard 80-2000 del IEEE “Guiden for Safety in ACSubstantion Grounding”, donde de acuerdo a la tensión de la subestación se puede obtener el valor de corto circuito en el primario y un valor de mayor intensidad en el secundario. Para el diseño de la malla se selecciona el valor de corriente más crítico que corresponde a la tensión secundaria, y tomamos en consideración el peligro que generan las tensiones mayores a 1,000 volts, por presentarse alto riesgo en tensiones de paso y de toque. En las instalaciones de media y alta tensión, al presentarse una falla a tierra, la corriente circulará por los hilos de guarda, las pantallas de los conductores de energía y/o terreno hacia la fuente. Para los sistemas multiaterrizados, esta corriente circula por el neutro corrido (conductor enterrador). Para este caso en particular, los transformadores principales se les suministra la energía en media tensión (23,000 volts), mientras el secundario es en baja tensión (0.220/0.127kV), en donde no se requiere calcular la tensión de paso y toque, ya que en caso de presentarse una falla a tierra (baja tensión) la corriente retornará por el conductor de puesta a tierra y canalizaciones metálicas, cuya resistencia es menor que la del terreno, debido a que el secundario del transformador tiene conexión estrella sólidamente aterrizada y por lo tanto es una fuente local de tierra. Este sistema de puesta a tierra debe cumplir con la norma NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (utilización), en su artículo 921-25, así como la norma de CFE, NRF-011-CFE-2004 y el artículo 16 del Standard 80-2000 del IEEE “Guiden for Safety in AC Substantion Grounding”.

4.8 Procedimiento de diseño. 4.8.1 Cálculo del sistema de tierra para la subestación “A”. Para el diseño de tierra se requiere contar con la siguiente información: Planta general de la subestación para visualizar cual es la disposición del equipo y de las estructuras, así como del área que ocupan y de esta manera definir la superficie que ocupará el sistema de tierra. Resistividad del terreno: Medición de resistividad del terreno. Corriente de falla en la subestación: Magnitud de corriente de corto circuito simétrica eficaz para fallas de fase a tierra I f = 3I0, que se pueden presentar en la subestación.


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En este proyecto se desea construir una red de tierra para una subestación compacta, con relación 23-0.220/0.127 kV, las dimensiones del local son 21.00 x 17.00 m, y está localizado sobre un terreno preparado con tierra de cultivo para bajar su resistividad. Existen otras formas de determinar la resistividad del terreno, esta es por medio de tablas basadas en la norma IEEE Std. 80/2000. La cual se muestra a continuación. Características del suelo: TABLA 4.8.1.1 Rango de la resistividad del terreno.

Características del terreno

(IEEE Std 80-2000 Pág. 53)

Resistividad promedio ( ρ ) en ohm-metro.

Terreno pantanoso o húmedo Tierra de labor, Tierra arcillosa Tierra arenosa húmeda Tierra arenosa seca Tierra guijarrosa o con cemento Suelo rocoso Roca compacta

50 100 200 1000 1000 3000 10000

TABLA 4.8.1.2 (Compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A. “cálculo de redes de tierra”. Pág. 9)

Características del terreno.

Resistividad promedio ( ρ ) en ohm-metro.

Tierra orgánica mojada. Tierra húmeda. Tierra seca. Roca sólida.

10 102 103 104

Por lo tanto los siguientes cálculos se hacen en base a: ρ = 50.0 ohm-m. Resistividad del terreno.

Determinación de la máxima corriente a tierra

Para el diseño de la malla de tierra se selecciona el valor de corriente más crítico que corresponde a la tensión secundaria del transformador. Datos: a) b) c) d)

Transformador de 1,000 kVA. Tensión primaria 23,000 Volts. Tensión secundaria 220/127 Volts. La impedancia del transformador es Z = 5.75%

Por lo que la corriente en el secundario del transformador será calculada con la siguiente ecuación. ISec. =

1,000 X 1,000 3 X 220

= 2,624 A.


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4.8.2 PASO 1. Cálculo de la corriente de falla simétrica eficaz. Para calcular el calibre del conductor es necesario conocer los valores de corrientes de falla máximos para el diseño. La corriente de corto circuito simétrica máxima que puede ser suministrada por el transformador está en función de la impedancia (Z) del mismo, es decir: I f =

100 % Z %

XI sec . =

100 5.75

× 2,624 = 45 ,634 A. sim .

4.8.3 PASO 2. Cálculo de la sección transversal del conductor. La sección transversal del conductor para un sistema de tierra requerida, en función de la elevaci ón de temperatura de corto tiempo, la magnitud y el tiempo de duración de la falla y cuando se conocen las constantes del material del conductor, se puede determinar con la siguiente ecuación.  TCAP × 10 − 4   K + Tm   × ln o  I = Amm2 ×  × × t r α ρ r  c   K o + T a 

La corriente de falla 3I 0 utilizada para determinar la sección transversal del conductor para la red del sistema de tierra, debe ser esperada considerando las expansiones futuras del sistema. Se obtiene el diámetro a partir de su sección transversal. Para conductores de cobre a cierta temperatura de referencia y con conductividad de 97%, se tienen los siguientes valores: (Ver tabla de constantes de materiales). TABLA 4.8.3.1 Constantes de materiales. Descripci ón Conductividad del Material,% Cobre suave Cobre duro Cobre con alma de acero Cobre con alma de acero

Factor TCAP. Valor efectivo J/cm 3 /oC

1083

( ρr) a 20 oC Ω /cm) 1.7241

242

1084

1.7774

3.422

0.00378

245

1084/1300

4.397

3.846

0.00378

245

1084/1300

5.862

3.846

(1/ αo) aoC Ko) 234

Temperatura de fusiónoC

100.0

Factor a 20oC αr) 0.00393

97.0

0.00381

40.0 30.0

3.422

Datos:

If

A Tm Ta Tr αr Ko tc ƿr

TCAP

Corriente de falla simétrica corregida [kA]; I = If = 3Io Sección del conductor en [mm ] Temperatura máxima admisible del material en °C. Temperatura ambiente en °C. Temperatura de referencia para las constantes de materiales en °C. Coeficiente térmico de resistividad a 0°en 1/°C. Constante Duración de la corriente de falla en segundos. Resistividad del conductor de tierra en la temperatura de referencia. Capacidad térmica por unidad de volumen.


45.634 kA. 1084 ºC. 20 ºC. 20ºC. 0.00378 242 0.20 1.7774 3.42J/cm 3

59

Si el calibre del conductor se tiene en circular mils (CM)  TCAP

  K o + Tm   ln   t C × α r × ρ r   K o + T a 

−3 I = 5.07 × 10 Akcmil × 

Si se requiere conocer la sección o calibre requerido en función de la corriente de corto circuito se tiene: Amm 2 =

I

 TCAP × 10 − 4   K + Tm    × ln o   t c × α r × ρ r   K o + T a 

Simplificando formulas tenemos que: Akcmil = I

197.4

 TCAP   K o + Tm    ln   t c × α r × ρ r   K o + T a 

Sustituyendo los valores obtenidos tenemos: Akcmil = 45.652

197.4

   242 + 1084  3.42   ln   (0.2 )(0.00378)(1.7774)   242 + 20 

Akcmil = 140.27kcmil

1 mm2 = 1.974 kcmil Amm2 = 71.06 mm2

Calibre

Á"*# )* -'"*

Circular A.W.G. mm 2 Mills 1,000,000 507.00 900,000 458.00 800,000 405.00 750,000 380.00 700,000 355.00 600,000 304.00 500,000 253.35 400,000 202.71 350,000 177.35 300,000 152.00 250,000 126.67 211,600 4/0 107.20 167,800 3/0 85.00 133,100 2/0 67.40 105,500 1/0 53.50 83,690 1 42.40 66,370 2 33.62 52,630 3 26.70 41,740 4 21.20 26,240 6 13.30 6,510 8 8.37 10,380 10 5.26 6,530 12 3.31 4,110 14 2.08 Tabla 4.8.3.2 Calibre y área de los conductor

Con la sección transversal mínima obtenida se puede seleccionar un conductor con sección transversal nominal de 167,800 Circular mills (3/0 AWG), pero debido a efectos mecánicos, el calibre mínimo a instalarse es de 211,600 circular mills (4/0 AWG) de acuerdo a las normas técnicas para instalaciones eléctricas (NTIE), (ART. 60.3.2). y por otra parte para que la longitud del cable no sea demasiado grande, se tomara calibre de 4/0 AWG. Aconductor = 107.20 mm 2

4.8.4 PASO 3. Cálculo del factor que relaciona el valor de la resistividad de la capa superficial ρs con el valor de la resistividad del terreno ρ. Se considera capa superficial de concreto ρs = 12,000 Ω-m. 

0.091 − C s = 1 −



ρ 



ρ s 

2 × hs + 0.09


60

Donde: Capa superficial sobre el sistema de tierra en [ Ωm]. Resistividad de terreno en [Ωm] Factor de reducción de resistividad de la roca triturada. Espesor de la capa superficial del concreto en [m].

ρs ρ

Cs hs

12,000 ohm-m. 50 ohm-m. 0.15

m.

Para el diseño preliminar se considera superficie de concreto seco por lo que tendremos una resistividad ρs =12000 [ohm-m]. Y un espesor de la capa de concreto de h s = 0.15 m.

TABLA 4.8.4.1 DATOS DE RESISTIVIDAD DE SUELOS TÍPICOS

MATERIAL Permafrost Asfalto Seco Asfalto Mojado Concreto Seco Concreto Mojado Compuesto GAP seco Compuesto GAP con 30% de agua en masa

RESISTIVIDAD (ohm-metro) 3500 - 4000 2*10 e6 - 30*10e6 10000 - 6 * 10 e6 1200-28000 21-100 0.032 0.015

Sustituyendo:  

50   12000  C s = 1 − = 0.77 (2 × 0.15) + 0.09 0.091 −

4.8.5 PASO 4. Cálculo de los potenciales de paso y contacto. Considerando una duración de la falla de 0.2 segundos (ver tabla # 6) y una resistividad promedio de ρ = 50.0 ohm-m., considerando influencia de la resistividad de la capa superficial del terreno, que incrementa las condiciones de seguridad (aumentando la resistencia total del cuerpo de la persona sometida al peligro). Tensión de paso Cuando una persona camina o tiene las piernas separadas sobre la superficie del suelo cercano al sistema de conexión a tierra y en ese momento se da una disipación corriente de falla en el sistema, la persona será sometida a una diferencia de potencial, que producirá a su vez la circulación de corriente a través de sus piernas. Por esta razón es necesario determinar un valor máximo tolerable de tensión de paso para protección de las personas ante falla en la instalación, este valor máximo permisible se calcula mediante la siguiente ecuación: Formula de tensión de paso para 50 kg. E paso50 kg = (1000Ω + 6C s × ρ s )

0.116 t s

Sustituyendo:


61

E paso50 kg = (1000 + 6 × 0.77 × 12000 )

0.116 0.2

E paso 50 kg = 14 ,639Volts.

Formula de tensión de paso para 70 kg. E paso 70 kg = (1000Ω + 6C s × ρ s )

0.157 t s

Sustituyendo: E paso70 kg = (1000 + 6 × 0.77 × 12000 )

0.157 0.2

E paso 70 kg = 19 ,813Volts.

Tensión de contacto. Es la tensión que se produce por una diferencia de potencial cuando una persona toca una estructura que se encuentra a una tensión distinta a la del suelo sobre el que se encuentra, esto provoca circulación de corriente a través del cuerpo. De igual manera que para la tensión de paso, se debe establecer un valor máximo permisible mediante la siguiente ecuación. Formula de tensión de contacto para 50 kg. E contacto 50 kg = (1000Ω + 1.5C s × ρ s )

0.116 t s

Sustituyendo: E contacto50 kg = (1000 + 1.5 × 0.77 × 12000 )

0.116 0.2

E contacto 50 kg = 3 ,854Volts.

Formula de tensión de contacto para 70 kg. E contacto70kg = (1000Ω + 1.5 × C s × ρ s )

0.157 0.2

Sustituyendo: E contacto70 kg = (1000 + 1.5 × 0.77 × 12000)

0.157 0.2

E contacto 70 kg = 5 ,217Volts.


62

Tensión de paso y tensión de contacto sin protección

Tensión de paso y tensión de contacto con protección

4.8.6 PASO 5. Cálculo del área del terreno. A = L x × L y

Donde: A Área de la red en [m ]. Lx Lado largo de la red en [m]. Ly Lado corto de la red [m].

[m ]. 21 [m]. 17 [m].

Sustituyendo: A = 21 × 17 = 357 m 2

4.8.7 PASO 6. Determinación de la longitud del conductor de la red. Para determinar en forma preliminar la longitud del conductor de la red, se debe procurar que las mallas formen lo mas aproximado posible un cuadro, por lo que la relación entre el numero de mallas (cuadros que forman la malla) sobre el eje “X” y el numero de mallas (cuadros que forman la malla) sobre el eje “Y” debe corresponder aproximadamente a la relación entre el largo y el ancho de la red.


63

ejeX ejeY

=

l arg o ⋅ de ⋅ la ⋅ red ancho ⋅ de ⋅ la ⋅ red

=

21 17

= 1.23

Si en forma tentativa se consideran 21 malla sobre el eje “x”, el numero de malla s sobre el eje “y” será: 21

Por lo que en forma preliminar la red estará constituida por 22 conductores transversales (paralelos al eje “y”) y 18 conductores longitudinales (paralelos al eje “x”). mallas ⋅ eje⋅" y" =

1.23

≈ 17

L c = (a ⋅ L x ) + b ⋅ L y

Donde: Lc = Lx = Ly = a = b =

Longitud de conductores de la red en [m]. Largo de la red en el eje “X” en [m]. Ancho de la red en el eje “Y” en [m]. Numero de conductores en el eje “X” Numero de conductores en el eje “Y”

21 m. 17 m. 18 22

Sustituyendo: Lc = (18 ⋅ 21) + (22 ⋅ 17 ) = 752

La longitud total será la suma de la longitud del conductor Lc mas la longitud de las varillas L R. LT = Lc + LR LT = 752 + (32varillas x 3metros) = 848 m. Separación entre conductores de la red = D D =

D =

2 ⋅ L x ⋅ L y L c − L x − L y

2 ⋅ 21 ⋅ 17 752 − 21 − 17

Sustituyendo:

= 1.00m.


64

Forma preliminar de la malla con varillas Copperweld


65

4.8.8 PASO 7. Cálculo de la resistencia de la red. Enterrada a una profundidad (h) de 0.7m. Profundidad de la red de acuerdo a (Art.921-22c) de la NOM-001-SEDE-2005 = 0.70m        1 1 1   + R g = ρ  1+   LT 20 ⋅ A 20   1+ h ⋅   A    

Donde: Rg = A= h= ρ= LT =

Resistencia de puesta a tierra calculada [ohm] Área de la malla [m ] Profundidad de enterramiento de los conductores [m] Resistividad aparente del terreno tomado como un suelo uniforme [Ω.m] Longitud total del conductor [m]

357 [m ] 0.7 [m] 50 [Ω.m] 848 [m]

Sustituyendo:        1 1 1 1 +  = 1.15Ω + R g = 50 20 ⋅ 357  20   848  1 + 0.7 ×   357    

RG = 1.15 Ω.

4.8.9 PASO 8. La corriente máxima de la red se calcula aplicando varios factores para obtener la corriente asimétrica eficaz IT Estos son: Factor de decremento a la corriente de corto circuito I f, Factor de crecimiento a futuro del sistema, para este caso no se considero crecimiento a futuro por lo que fc = 1.00. Además se toma en cuenta un factor de división de la corriente de falla ( S f , el cual varía de 0.6 a 1.6, de pendiendo de las trayectorias de retorno de la corriente de corto circuito (hilos de guarda, pantalla de los cables subterráneos, neutro corrido, etc.) y en este caso se elige el valor de Sf=1.0; entonces el diseño de la red de puesta a tierra se realiza con el valor máximo de corriente de la red (IG) definido por la expresión: I T = I g × D f × C p × S f


66

Donde:

IG Cp

Es el valor máximo de corriente de la red en [A] . Es el factor de proyección de la corriente de falla,( crecimiento futuro del sistema), Es el factor de decremento para la dirección de la falla, tal como se indica en la tabla 4.8.9.1 y para este caso, una apertura de 0.2 segundos, el valor a utilizar

Df

1.00 1.20

es:

Ig Sf

Es la corriente simétrica de la red en [A]. Factor de división de la corriente.

45,652 A. 1.0

El tiempo de duración de la falla es de 8 ciclos que a la frecuencia de 60 C.P.S., significa: 8 60

= 0.134 Seg .

Por lo que tomaremos 0.20 Segundos para definir el factor de decremento (D f) de la siguiente tabla. TABLA 4.8.9.1 Factor de Decremento. Duración de la falla y del Factor de choque eléctrico decremento T(s) “Df” 0.08 1.65 0.10 1.25 0.20 1.20 0.25 1.10 Más de 0.50 1.00

Sustituyendo: I T = 45,652 × 1.20 × 1.00 × 1.00 = 54,782 = 54.782kA

IG =54.782 kA. asimétrica

4.8.10 PASO 9. Cálculo de la máxima elevación de tensión de la red ER. Durante las corrientes de falla, la tensión de transferencia resultante puede ser igual o exceder la máxima elevación de tensión de la red ER. La máxima elevación de tensión de la red es el máximo potencial eléctrico que se puede tener entre un punto de la red del sistema de tierra de una subestación y un punto que está al mismo potencial de un sistema de tierra de una subestación remota. Esta tensión se determina con la siguiente expresión. E R = Rg ⋅ I T

Donde: Rg IT ER

= = =

Resistencia de la red [Ω] Corriente máxima de la red [A]. Máxima elevación de la tensión [V].

1.15 Ω 54,782 A.


67

Sustituyendo: E R = 1.15 ⋅ 54,782 = 62,999V .

Por lo cual E R = 62,999V . > E contacto 50 kg . = 3,854V . Es decir

ER < Econtacto50kg, Si esta condición se cumple el diseño es seguro y finaliza el cálculo. Pero como la condición no se cumple, es necesario continuar con el análisis.

4.8.11 PASO 10. Cálculo de la longitud total del perímetro. (Lp). L p = 2 L x + 2 L y

Donde: Lx Ly Lp

Largo de la red (eje “x”) en [m]. 21 m. Ancho de la red (eje “y”) en [m]. 17 m. Máxima elevación de la tensión de la red, en [V].

= = =

Sustituyendo L p = 2 ⋅ 21 + 2 ⋅ 17 = 76m.

4.8.12 PASO 11. Cálculo de “n” (Numero de conductores paralelos de la malla). na =

2 Lc L p

Sustituyendo: na =

nb =

2 ⋅ 752 76

= 19.78

L p

4 A

Donde: A = Área de la malla.


68

Sustituyendo: nb =

76 4 357

= 1.00

Para el calculo preliminar se considera la forma de la red, para este caso se tiene una malla rectangular, por lo tanto nc y nd son iguales a 1. n = na ⋅ nb ⋅ nc ⋅ nd

Sustituyendo: n = 19.78 × 1.00 × 1.00 × 1.00 = 19.78

4.8.13 PASO 12. Cálculo del diámetro del conductor de la red en metros. d =

4 ⋅ A π

Donde: A = Diámetro del conductor en mm2 Sustituyendo: d =

4 × 107.20 π

= 11.68mm.

d = 0.01168m.

4.8.14 PASO 13. Cálculo del factor de ajuste para los efectos de los interiores en la malla de una de las esquinas de la red. Donde: Kii Para mallas con varillas es igual a 1. Kii Para mallas sin varillas es: Kii =

1 2

(2n )n

Para este caso Kii = 1.


69

4.8.15 PASO 14. Cálculo del factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la red. K h = 1 +

h h0

Donde: h = ho =

Profundidad de enterramiento de la malla en [m]. Referencia de la profundidad de la malla.

0.7 m. 1.0 m.

Sustituyendo: K h = 1 +

0.7 1

= 1.3038

4.8.16 PASO 15. Cálculo del factor de espaciamiento para la tensión de malla. ( D + 2h )2 h  k ii  8   1   D 2 + − ln   + ln   2π  16 ⋅ h ⋅ d 8 ⋅ D ⋅ d 4d  k h  π (2n − 1)  

k m =

Donde: Km = D = h = d = Kii = kh

=

n =

Factor de espaciamiento para la tensión de la malla Separación entre conductores de la red en [m]. 1.00 m. Profundidad de la malla en [m]. 0.7 m. Diámetro del conductor de la red, en [m]. 0.01168 m. Factor de ajuste para los efectos de los interiores en la 1.00 malla de una de las esquinas de la red. Factor que enfatiza los efectos de la profundidad de la 1.3038 malla. Numero de conductores paralelos de la malla. 19.78

Sustituyendo:

k m =

   1   0.7 1 8 (1)2 (1 + (2 × 0.7 ))2 + − ln  ln  +  2π  16 × 0.7 × 0.01168 8 × 1 × 0.01168 4 × 0.01168  1.3038  π ((2 × 19.78) − 1) 

k m = 0.3040


70

4.8.17 PASO 16. Cálculo del factor de corrección por geometría o de irregularidad de la red Ki en función de “n”. Este definido como: k i = 0.644 + 0.148 ⋅ n

Sustituyendo: k i = 0.644 + (0.148 × 19.78) = 3.5714

4.8.18 PASO 17. Cálculo de la tensión de malla máxima. E malla =

(ρ )(k m )(k i )( I T ) Lc

= 3,319V .

Considerando las varillas tenemos que: ( ρ )(k m )(k i )( I T )

E malla =



 L    ⋅ L T R  2 2    L x + L y 

Lc + 1.55 + 1.22

 

Donde: Em ρ

km k i IT

Lc LT Lx Ly LR

Tensión máxima de la malla en [V]. Resistividad del terreno [Ωm] Factor de espaciamiento para la tensión de malla. factor de corrección por geometría o de irregularidad Es el valor máximo de corriente de falla en la red, en [A]. Longitud total de conductores de la red

Longitud total del conductor en [m]. Largo de la red (eje “x”) en [m]. Ancho de la red (eje “y”) en [m]. Longitud total de las varillas en [m].

50 Ωm 0.3040 3.5714 54,782 A. 752 m. 848 m

21 m. 17 m. 96 m.

Sustituyendo:

E m =

(50)(0.3040)(3.5714)(54,782)    848  ⋅ 96 752 + 1.55 + 1.22  (21)2 + (17) 2     

= 649V .


71

4.8.19 PASO 18. Comparación de la tensión de malla máxima en la red del sistema de tierra con la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano a 70 kg. E malla = 649V . < 3,854 E contacto 50 kg .

Como la tensión máxima de malla debe ser menor que la tensión de contacto tolerable por el cuerpo humano, esta cumple a satisfacción y continuamos con el procedimiento, si esta condición no se diera, seria necesario rediseñar la malla y se procedería a disminuir los espaciamientos entre conductores de la malla.

4.8.20 PASO 19. Longitud mínima del conductor de la red. Se verifica que la longitud de conductor de la red propuesta sea mayor que la longitud mínima requerida, cuando se emplea una capa superficial. L c =

ρ ⋅ k m ⋅ ki ⋅ I T ⋅ t f

(157 + 0.235 × C s × ρ s )

Donde: ρ =

Resistividad del terreno en [Ωm].

50 Ωm

ρs =

Duración de la falla en [s]. Factor de reducción de resistividad de la roca triturada. Capa superficial sobre el sistema de tierra en [Ωm].

0.2 s. 0.77 12,000 Ωm

Km = Ki = IT = tf = Cs =

Factor de espaciamiento para la tensión de malla. Factor de corrección por geometría o de irregularidad Es el valor máximo de corriente de falla en la red, en [A].

0.3040 3.5714 54,782 [A.]

Sustituyendo:

L c =

50 × 0.3040 × 3.5714 × 54,782 × 0.2

(157 + 0.235 × 0.77 × 12000)

= 571m.

L c = 571m. < LT = 848m.

Como la longitud mínima requerida de conductor de la red es menor que la propuesta en el diseño, se continúa con el siguiente paso.


72

4.8.21 PASO 20. Cálculo de la longitud efectiva de los conductores de la red con o sin varillas de aterrizaje en (m), para la tensión de paso. L s = 0.75 ⋅ Lc + 0.85 ⋅ L R

Donde: Ls = Lc LR

Longitud efectiva de los conductores de la rad con o sin varillas de aterrizaje en [m]. Longitud de conductores de la red en [m]. 752 m. Longitud de las varillas en [m]. 96 m.

= =

Sustituyendo: L s = 0.75 × 752 + 0.85 × 96 = 645.6m.

4.8.22 PASO 21. Factor de espaciamiento para la tensión de paso. Considerando al potencial de paso a un metro fuera de la esquina más alejada de la red y al conductor enterrado a una profundidad de 0.25m. < h < 2.5m. Ks se puede determinar con la siguiente ecuación. k s =

1 1

1

1

+ + (1 − 0.5 π  2 × h D + h D

n −2

) 

Donde: Ks = h = D = n =

Factor de espaciamiento para la tensión de paso. Profundidad de la malla en [m]. Separación entre conductores de la red en [m]. Numero de conductores paralelos de la malla.

0.7 m. 1 m. 19.78

Sustituyendo:

k s =

1

1

1

1

+ + (1 − 0.5 π  2 × 0.7 1 + 0.7 1

19.78−2

) 

k s = 0.7329


73

4.8.23 PASO 22. Cálculo de la tensión de paso máxima de la red. E s =

ρ ⋅ k s ⋅ ki ⋅ I T Ls

Donde: Es ρ

Ks Ki IT Ls

=

= = = = =

Tensión de paso máximo de la red en [V]. Resistividad del terreno en [Ωm] Factor de espaciamiento para la tensión de paso.

Factor de corrección por geometría o de irregularidad Es el valor máximo de corriente de falla en la red, en [A].

50 Ωm 0.7329

3.5714 54,782 A.

Longitud efectiva de los conductores de la red con o 645.6 m. sin varillas de aterrizaje en [m].

Sustituyendo: E s =

50 × 0.7329 × 3.5714 × 54,782 645.6

= 11,105V .

E s = 11,105V . < E paso 50 kg = 14,639V .

4.8.24 PASO 23. Análisis de resultados. Se comprueba que las tensiones calculadas en la malla y en su periferia, no sobrepasen a las tensiones tolerables al cuerpo humano.

E malla < E contacto 50 kg

649V . < 3,854

E s < E paso 50 kg

11,105V . < 14,639V .

SE CUMPLEN AMBAS CONDICIONES

Se verifica que la longitud del conductor del sistema de tierra calculado, no sobrepase a la longitud previamente propuesta. Lcalculada 571m.

Lpropuesta 752m.

SE CUMPLE LA CONDICION

Con los resultados obtenidos, la red es segura por lo que solo es necesario incluir en el diseño del sistema de tierra, los conductores para la puesta a tierra de los equipos como son los neutros de los transformadores, apartarrayos, tableros generales, plantas de emergencia, etcétera. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

74


75

4.9 Conclusiones.

El procedimiento de cálculo del sistema de puesta a tierra, cumple con lo establecido en las normatividades normatividades vigentes que se tomaron como referencia. Como ambas tensiones, malla y paso máximo calculadas son menores que contacto y paso tolerables por el cuerpo humano respectivamente y la longitud mínima de la malla es menor que la propuesta, el diseño es seguro y solo necesita únicamente proporcionar la puesta a tierra de los equipos.

Cabe mencionar que, el valor de resistencia a tierra obtenido es menor que el exigido por la norma NOM-001-SEDE-2005. NOM-001-SEDE-2005. Instalaciones Eléctricas (Utiliz (Ut ilización) ación) en su artículo 921-25. Toda vez conocido lo anterior, recomendamos instalar electrodos tipo Varilla Copper-Weld de 3/4” diámetro, y rellenar el lugar en donde estarán alojados los electrodos con “Intensificador para sistemas de puesta a tierra” (30 kilos), posteriormente rellenar con material orgánico vegetal (tierra negra) compactada a cada 0.20 m. hasta llegar al nivel en donde se colocará el concreto. Esto ayudará a garantizar la reducción del valor de resistencia a tierra y mantenerlo por debajo de un valor de 10 ohm.


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CAPITULO 5 OFICINAS GENERALES 5.1 Norma a cumplir. Siempre que se haga referencia a alguna sección, articulo o capitulo, deberá considerarse como referencia directa de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones eléctricas (Utilización) que será la regulación mínima a cumplir. Las prácticas de construcción también deberán cumplir lo aplicable de National Electrical Code (USA), el National Electrical Safety Code (USA). Los materiales y equipos utilizados deberán cumplir con requisitos de fabricación según ANCE, NEMA, ANSI, IPCEA, IEEE, IES, UL, y otras que sean aplicables. Para cualquier situación que no este perfectamente definida o expresamente indicada en la presente especificación o documentación y planos de concurso, así como para casos de duda o controversia, deberá considerarse como mandataría la condición que brinde el mayor grado de seguridad.

5.2 Generalidades. En general en áreas de proceso los conductores alimentadores calibre 4 y superiores podrán ser soportados mediante charola, en tanto que los calibres menores y los circuitos derivados deberán ser canalizados por medio de tuberías. La instalación de soportes, canalizaciones y sus accesorios deberá ser bien terminada. Tanto las charolas como los tubos conduit deberán ser arreglados de manera ordenada, limpia y armoniosa, de tal manera que resulte un mínimo de cruces entre tubos, las canalizaciones deberán conservar simetría con respecto a los ejes estructurales y evitar interferencias con otras instalaciones. Las canalizaciones deberán ser instaladas en trayectorias rectas, ya sean paralelas o transversales con respecto a trabes o ejes estructurales. Preferentemente las tuberías deberán ser disfrazadas o mimetizados en elementos estructurales. Los tubos conduit verticales deberán conservar la verticalidad a plomo. Cuando las instalaciones se localicen o corran por la cercanía de zonas de almacenamiento, proceso o manejo de polvos o fibras combustibles, deberán construirse con tubería y accesorios aprobados para lugares clase II, Divisiones 1 y 2; cuando se localicen o corran por la cercanía de almacenamiento o manejo de solventes, combustibles o lubricantes, o bien cercanas a sus válvulas de seccionamiento, control o relevo de presión, deberán construirse con tuberías y accesorios aprobados para lugares clase I, Divisiones 1 y 2, conforme al capitulo 5 de la l a Norma vigente y aplicable.


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Se deberá tener especial cuidado de que las canalizaciones sean instaladas con una separación entre paredes de 30 cm. o mayor distancia de tuberías que conduzcan agua caliente, gas o combustibles, vapores de agua o su retorno de condensados. En los casos que se prevean expansiones, dilataciones o vibraciones debidas a cambios de temperatura, juntas estructurales, pasos o cercanía de fuentes de vibración o movimiento, deberán instalarse juntas de dilatación o juntas flexibles. Se podrá emplear tubería flexible a prueba de líquidos. Todas las canalizaciones metálicas ya instaladas, deberán conservar una continuidad eléctrica permanente para asegurar una trayectoria de baja resistencia a tierra, en los casos de cercanía a estructuras conectadas a tierra, deberán interconectarse con estas a la red de puesta a tierra. Cuando exista duda de la continuidad eléctrica de las juntas de dilatación o juntas flexibles, así como en el caso de tramos de tubo liquatite, deberá conectarse en ambos extremos de los conectores un puente que asegure la continuidad eléctrica a lo largo de toda la canalización. El sistema completo de canalizaciones y soportes, incluyendo charolas, tuberías, cajas y accesorios, deberán quedar perfectamente fijos y apretadas, en los casos de tubería roscada se utilizara llave para asegurar el apriete. Para facilitar la unión y asegurar la continuidad entre tuberías a tuberías, cajas o accesorios, se podrá emplear pasta selladora con características lubricantes, conductiva y composición neutra. Por ningún motivo se deberá emplear pasta selladora del tipo mecánico con características aislantes (no emplear pintura, teflón, etc.).

5.3 Materiales y tableros a instalarse. 5.3.1 Charolas. Las charolas se instalaran solo cuando los planos de proyecto lo indiquen de manera específica. Las charolas deberán instalarse totalmente visibles, a salvo de riesgo mecánico, salpicadura de líquidos, lejos de contacto accidental, con espacio circundante suficiente para inspección y mantenimiento. La totalidad de charolas y sus accesorios cuando se empleen deberán ser nuevos, de compra reciente, de marca prestigiada, construidas y probadas de fábrica conforme a las Normas. Se deberá requerir al proveedor el certificado ANCE o equivalente para estos productos. Las charolas serán de aluminio, las desviaciones (codos), las derivaciones (Te), coples, juntas y accesorios serán del mismo material, misma marca y tipo de acabado. Las uniones serán de preferencia mediante tornillos pasados, cada uno con tuerca y 2 roldanas. El espaciamiento entre travesaños será según se indica en planos, pero nunca mayor de 22 cm. Las conexiones entre tramos y accesorios o entre tramos y gabinetes deberán asegurar la unión mecánica y eléctrica para permitir la continuidad eléctrica de este sistema de soportes. En caso eventual podrá existir discontinuidad mecánica entre partes de charolas, pero en ese caso se deberán instalar puentes eléctricos mediante conductores y conectores bimetálicos.


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Por ningún motivo se instalaran charolas en áreas clasificadas ni en sus inmediaciones. Cuando las charolas crucen zonas a la intemperie o cuando se prevea la caída accidental y eventual de herramienta, piezas, fibras u otros elementos sobre ellas, las charolas deberán contar con tapa adecuada. Las charolas que se instalen verticales, deberán contar con tapa hasta una altura de 2.40 metros sobre piso terminado, en alturas mayores se podrán instalar sin tapa, excepto que por riesgo de caída o intemperie sea necesaria su instalación. Únicamente se usaran charolas para canalizar conductores mono polares de calibre 4 o mayor. Antes de instalar cables, el sistema de charolas deberá estar perfectamente terminado y fijado en su lugar definitivo y debidamente instalado los puentes de continuidad. Cada tramo recto de charola deberá contar como mínimo con dos soportes. Las desviaciones o derivaciones deberán contar con un soporte en cada extremo. Los soportes no deberán quedar retirados a más de 20 cm del extremo de la charola o accesorio. Los extremos de las charolas deberán quedar firmemente aterrizados, para asegurar esta condición, se instalara un cable de puesta a tierra a lo largo de cada charola, este cable podrá colocarse en el interior o en el patín exterior de las charolas. En las conexiones de charolas a gabinetes, se deberán sellar las ventanas que permitieron el paso de conductores.

5.3.2 Tubería Conduit. La totalidad de tuberías conduit empleadas deberán ser nuevas, de compra reciente, de marca prestigiada, construidas y probadas de fabrica conforme a las Normas. Se deberá requerir al proveedor el certificado ANCE o equivalente para estos productos. Las tuberías metálicas deberán cumplir las Normas NMX-B-208 para tubería metálica tipo pesado, NMX-B-209 para tubería metálica tipo semipesado y NMX-B-210 para tubería metálica tipo ligero. Las tuberías de PVC, deberán cumplir la Norma DGN-E-12-1968. Cuando las instalaciones sean del tipo visible para uso en exteriores, en lugares clasificados o en sitios expuestos a salpicaduras de agua o riesgo mecánico, solo podrán emplearse tuberías de fierro, con extremos roscados, servicio pesado o semipesado, construidas conforme a la norma NMX-B-208 o NMX-B-209, con recubrimiento anticorrosivo mediante galvanizado por inmersión en caliente, con extremos roscados, en combinación con cajas fundidas, de inyección de aluminio, con tapa adecuada y empaque de neopreno.


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Cuando las instalaciones sean del tipo visible en interiores secos, en lugares no clasificados, aparentes pero disimuladas en estructuras, o visibles dentro de ductos de instalaciones, siempre y cuando queden libre de riesgo mecánico y fuera del alcance accidental por personas, podrán emplearse las tuberías especificadas en párrafo anterior y también las del tipo servicio ligero, construidas conforme a la norma NMX-B-210, semejantes a las descritas anteriormente, pero con extremos lisos y podrán usarse en combinación con cajas fundidas o de lamina troquelada, acabado galvanizado, siempre utilizando conectores de fabrica. Jamás se utilizara tubería conduit servicio ligero subterránea, en exteriores, en lugares clasificados, en sitios húmedos o mojados, en zonas de riesgo mecánico o al alcance de personas. Tampoco se deberán utilizar tarrajas para fabricar roscas en este tipo de tuberías. Cuando las instalaciones sean del tipo subterráneo, se deberán utilizar tuberías no metálicas, de PVC, para servicio pesado, construidas según la norma DGN-E-12-1968, recubiertas con una capa de concreto de 5 centímetros de espesor, con boquillas del mismo tipo y material, las tuberías deberán instalarse separadas entre si no menos de 5 cm. En el caso de líneas subterráneas los registros podrán ser de concreto o de tabique con acabado interior pulido, con piso permeable de grava y arena y contarán con tapa de lámina antiderrapante con diseño a prueba de lluvia. Cuando las instalaciones sean del tipo ocultas, totalmente embebidas en concreto o muro, deberán utilizarse las tuberías metálicas descritas en párrafos anteriores. Jamás y por ningún motivo se instalaran tuberías no metálicas expuestas a la intemperie. Jamás y por ningún motivo se emplearan tuberías de polietileno, tipo poliducto en ninguna parte de la instalación. Jamás se instalaran tuberías flexibles subterráneas o embebidas en concreto o muros. En el caso especial de tubos conduit que corran por el exterior de paredes de superficie curva, se aceptaran trayectorias curvas siempre y cuando estas sean perfectamente paralelas al contorno de las superficies. Todas las uniones roscadas tendrán al menos 5 cuerdas de acoplamiento, las uniones a presión deberán quedar perfectamente firmes asegurando su resistencia mecánica y su continuidad eléctrica, no se aceptaran conexiones débiles, flojas o con fallas de continuidad. Donde las condiciones de la instalación dificulten el apriete adecuado de las roscas, deberán instalarse tuercas de unión. Los tubos conduit deberán estar libres de rebabas, rugosidades, filos, humedades, polvo, insectos y materiales extraños, para lograr esto, todos los cortes deberán ser perpendiculares a la sección transversal y los filos deberán escariarse antes de conectar a cajas o accesorios, las tuberías deberán taponearse tan pronto como sean instaladas Cuando existan tramos rectos o con curvas suaves dentro de lo permitido, cuyas longitudes sean mayores de 30 metros, deberán instalarse cajas de paso, de tal manera que la longitud entre cajas sucesivas nunca sea mayor de 30 metros. Los tubos conduit que se instalen de reserva, deberán ser sujetados, limpiados en su interior y guiados como si fueran a utilizarse y se dejaran taponados para usos posteriores.


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Cuando se requieran cambios de dirección a 90 grados, estos se realizaran mediante curvas o cajas fundidas o troqueladas según el tipo de instalación, cuando solo se trate de desviaciones ligeras, estas podrán ser mediante dobleces en frío realizados con herramienta manual o mecánica especial para este fin, no se aceptaran dobleces donde se aplique calentamiento al tubo o se deforme o reduzca la sección transversal del mismo. Cuando se requieran varias desviaciones sucesivas, solo se aceptaran desviaciones con un ángulo acumulado máximo de 360°, en cualquier sentido o dirección, en el caso de que se requieran mayor cantidad de desviaciones deberán intercalarse tantas cajas como sea necesario. Se deberán preferir desviaciones con ángulo acumulado máximo inferior de 360º. Las curvas de preferencia serán de fabrica, las que sea indispensable realizar en campo serán con herramienta manual o mecánica especial, realizadas en frío, con un radio de curvatura uniforme, mínimo de 20 veces el diámetro del tubo en la parte interior de la curva. No se instalara ninguna tubería conduit que muestre señales de aplastamiento, deformación, reducción sensible de su sección transversal o cualquier otro tipo de daño.

5.3.3 Cajas envolventes y accesorios. Las cajas podrán ser cuadradas, ovaladas, rectangulares o redondas, se instalaran del tipo adecuado según la clasificación del área. Serán certificadas, con tapa roscada en lugares clasificados. En general se instalaran del tipo y dimensiones según se especifica en planos y de acuerdo al tipo de instalación. Todas las cajas deberán instalarse con su respectiva tapa, en los casos de instalaciones a la intemperie, deberán contar con tapas roscadas o atornilladas a prueba de intemperie y con empaques de neopreno para adecuarlas a prueba de lluvia.

5.3.4 Cajas de paso, auxiliares para cableado y cajas de conexiones. Las cajas ovaladas solo se utilizaran para facilitar la labor de cableado, no se aceptaran conexiones en cajas del tipo ovalado, excepto que cumplan con los requisitos de volumen indicados en el artículo 370 de la Norma de referencia. En caso de ser necesario intercalar registros de conexiones en obra, estos deberán ser adecuados al tipo de área donde se localicen y deberán dimensionarse en su volumen según sección 370-16. En los registros de piso, después de terminado el cableado y probada la totalidad de sistemas que pasan por el, deberán sellarse las tuberías subterráneas que confluyen mediante pasta silicona. En áreas Clase I División 2, Las cajas deberán contar con medio efectivo para evitar la entrada de humedad, las tapas deberán estar bien ajustadas, con empaque y no tener aberturas. En la practica las cajas de aluminio serie rectangular (F) y la serie ovalada (L) con empaque cumplen esta especificación.


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En áreas Clase II, División 1, Las cajas (502-4/a/1) deberán ser con conexión roscada para entrada de tuberías, tapa estrechamente ajustada sin aberturas, donde se realizan conexiones deberán ser de tipo certificado. En la practica las cajas de aluminio serie GUA cumplen esta especificación. En áreas Clase II, División 2, Las cajas (502-4/b/1) deberán contar con medio efectivo para reducir al mínimo la entrada de polvo, las tapas deberán estar bien ajustadas y no tener aberturas. En la practica las cajas de aluminio serie rectangular (F) y la serie ovalada (L) con empaque cumplen esta especificación.

5.3.5 Tableros de distribución de alumbrado, contactos, fuerza e interruptores. En general los Tableros deberán cubrir y proteger el equipo o accesorio contenido contra contacto accidental y las condiciones particulares de sitio donde se instalen. Los tableros a instalarse deberán ser del tipo QO de 20” de ancho, con tensiones de operación de 220Vc.a. Su diseño cumple con los nuevos estándares y requerimientos de la Norma indicada., su frente muerto impide la posibilidad de contacto con partes energizadas y aloja al interior para el montaje de los interruptores derivados tipo QO o QOB atornillable, el cual refuerza la seguridad mediante el aislamiento de sus barras. En áreas interiores de uso general, sujetas a condiciones de operación severas, trato rudo o exista la posibilidad de polvos o salpicaduras ligeras, deberán emplearse envolventes tipo 12 (uso general, servicio pesado, también se conoce como uso industrial). En áreas exteriores o sitios interiores expuestos a humedad, salpicadura o goteo, deberán emplearse exclusivamente envolventes tipo 3 o 3R (uso intemperie).

5.3.6 Conexión a equipos. Cuando se instalen equipos proporcionados por otros, previa aprobación de Futbol del Distrito Federal, S.A. de C.V. estos deberán encontrarse en perfecto estado y cumplir con todo lo que aquí se especifica, de ninguna manera se aceptara la instalación de equipos en mal estado. La conexión a todos los motores o equipos sujetos a vibración o movimiento deberá ser con tubería conduit flexible. La conexión a las luminarias en sitios clasificados será mediante tubo rígido metálico del tipo pesado en tramos no mayores de 30 centímetros, en caso de que esto no sea posible, se deberán emplear rotulas aprobadas para el tipo y clasificación del lugar. La conexión a luminarias dentro de plafón será mediante tubo metálico flexible o cable armado, no se deberá utilizar cordón uso rudo cuando quede fuera de la vista. La conexión a luminarias visibles fuera de plafón, podrá ser mediante tubo metálico flexible, cable armado o cordón uso rudo con un hilo específico de puesta a tierra. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

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5.3.7 Soportarías. Las charolas, ductos y tuberías deberán ser soportadas conforme se indica en planos, con fijaciones a cada 1.50 metros o fracción, los soportes en cambios de dirección se localizaran como máximo a 20 cm. del mismo. Cuando varias canalizaciones corran adosadas a muros, se fijarán del mismo mediante soportes tipo ménsula, cuando corran bajo techumbre, se fijarán mediante soportes tipo columpio. Únicamente se aceptara el uso de abrazaderas de uña para aquellas canalizaciones individuales que corran en trayectorias adosadas a muro. No se aceptaran a manera de soportes el uso de cintillas perforadas, alambres, ni accesorios improvisados, ni tampoco se permitirá soportar canalizaciones eléctricas de ningún tipo de tuberías bien sean para instalaciones eléctricas o de otra naturaleza. De manera reciproca, no se permitirá soportar ningún tipo de instalaciones de las canalizaciones eléctricas. Se aceptará soportar canalizaciones eléctricas de estructuras soporte para múltiples instalaciones, siempre y cuando cumplan con las distancias aquí especificadas y los requerimientos de seguridad aplicables en cada caso. Se acepta soportar tubos conduit de estructuras o bases de concreto existentes, pero no se aceptara soportar ningún tipo de accesorios o instalaciones de los tubos conduit. Las charolas deberán soportarse mediante travesaños tipo ménsula o columpio según indiquen los planos y se presenten facilidades en la obra, espaciados de tal manera que siempre existan dos piezas de soporte por cada tramo recto o curva, en tanto que para desviaciones tipo TE, horizontales o verticales, deberán existir tres piezas de soporte o bien una equivalente. Los soportes para canalizaciones se fijarán al concreto cuando exista, mediante anclas empotradas, pernos de impacto, o estructuras especiales para soporte. Cuando el medio para fijar canalizaciones sea la misma estructura de acero, el punto de anclaje de las soportarías se fijara mediante piezas especiales de fijación (clemas) apropiadas, por ningún motivo se perforaran las estructuras principales no se aplicara soldadura a piezas estructurales. Para el caso de estructuras diseñadas especialmente para soporte de canalizaciones eléctricas, si se permitirá el uso de tortillería pasada siempre y cuando el diseño mismo de la soportería lo permita. No se aceptaran taquetes improvisados, ni de madera, u otro material fácilmente degradable, de preferencia se utilizaran pernos de impacto o anclas de expansión. Para fijar soportarías o abrazaderas se podrán utilizar pernos de impacto, tornillos pasados con rondanas y tuercas, anclas de expansión, barrenanclas, taquetes metálicos o cualquier otro medio semejante, pero no se aceptara el uso de tornillos autorroscantes (pijas). Toda la tortillería empleada deberá ser de fierro, con acabado resistente a la corrosión, como mínimo se aceptara el cadminizado.


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En el caso de tuberías a la intemperie que corran adosadas a muro, se fijarán de tal manera que estén separadas de la superficie (muro) cuando menos 6 mm.

5.3.8 Conductores. 5.3.8.1 Cables empleados. La totalidad de conductores empleados deberán ser nuevos, de compra reciente, de marca prestigiada, construidos y probados de fábrica conforme a las Normas NOM-EM-002-SCFI y NMX-J294. Se deberá requerir al proveedor el certificado ANCE o equivalente para estos productos, se permitirá utilizar los conductores instalados solo si se encuentran en buen estado y cumplan con lo indicado en la Norma.

5.3.8.2 Cables baja tensión. En baja tensión todos los conductores para circuitos de fuerza, control, contactos o alumbrado serán cable de cobre suave, 99% de conductividad, aislamiento termoplástico para 300 Volts y temperatura máxima de operación normal de 90° centígrados, cubierta tipo LS baja emisión de humos y aprobada para condiciones de uso severo, de calibres según se especifica en planos. Los cordones uso rudo deberán ser tipo SJO, con aislamiento para 600 Volts o ma yor valor y nunca se deberán emplear como sustituto de instalaciones permanentes ni en tramos mayores de 1.80 metros, excepto donde la NOM lo permite. El calibre mínimo que se podrá emplear para circuitos de fuerza será # 10 AWG, en tanto que para circuitos de alumbrado será # 12 AWG y para circuitos de control será # 16 AWG, en cualquier caso será mandatorio el calibre indicado en planos.

5.3.8.3 Tipos de cables. Para alambrado de circuitos de comunicaciones, instrumentación o señales, se respetará la especificación de especialistas en cada rama. En el caso de equipos paquetes que requieran alambrado de interconexiones en campo, se respetara lo indicado por el proveedor de tales equipos en cuanto al tipo y calibre de conductores a emplear.

5.3.8.4 Identificación por colores. Todos los conductores deberán quedar perfectamente identificados mediante el color de su cubierta, invariablemente se utilizara el conductor desnudo para identificar conductores de puesta a tierra, el color verde o verde con cinta longitudinal amarilla para identificar conductores de tierra electrónica o de computo, el color blanco o gris claro para identificar conductores del neutro y cualquier otro color diferente para identificar circuitos diversos.


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5.3.8.5 Instalación de conductores. Como máximo se podrán instalar 30 cables activos, en una misma canalización, cuando la cantidad de cables sea mayor de 30, deberán emplearse tantas canalizaciones como se requiera, en cualquier caso, deberán respetarse los factores de degradación de ampacidad por agrupamiento. Jamás se instalaran en la misma canalización conductores de diferentes sistemas, cuando se requieran trayectorias paralelas y llegar todas a un mismo sitio, se deberán emplear tantas canalizaciones y cajas, como sistemas de voltaje o utilización se pretenda canalizar. El cable empleado para conexiones de puesta a tierra será de cobre suave, desnudo, del calibre indicado en planos. Para la interconexión entre conductores de aluminio y conductores de bronce o cobre, se deberán emplear conectores del tipo bimetálico. Se deberán identificar todos y cada uno de los conductores que integran los circuitos, deberá quedar indicado el tablero del cual se alimentan y su número de circuito. En el caso de circuitos bifásicos o trifásicos, deberá marcarse también la fase en cada conductor. Para facilitar la identificación de circuitos dentro de canalizaciones múltiples o bien circuitos en camas de tuberías, se deberán formar grupos reunidos con cinchos de plástico, se podrán utilizar etiquetas de metal inoxidable o equivalentes, sujetas con abrochadores o cinchos de material resistente a la corrosión e intemperie, localizadas en los extremos y puntos estratégicos intermedios de las tuberías, o circuitos en ductos, la distancia máxima para etiquetas intermedias será de 20 m.

5.3.8.6 Métodos para cableado. Por ningún motivo se deberá iniciar el cableado en una canalización antes de que esta se encuentre totalmente terminada y perfectamente soportada. En los casos donde se emplee equipo mecánico para el jalado durante la maniobra de colocación de cables, deberán instalarse dinamómetros, fusibles mecánicos o medidores de tensión, que aseguren que no se exceden los límites especificados por el fabricante de cables. Por ningún motivo se aceptarán instalaciones donde para la labor de cableado, los cables o tuberías hayan sido lubricados con cualquier tipo de grasa animal, vegetal o mineral. Para auxiliar la labor de introducción de cables dentro de tuberías, únicamente se aceptara el uso de talco o lubricante neutro especialmente aprobado para instalaciones eléctricas. En el caso de tuberías donde se utilizó grasa para el cableado, deberán sustituirse los cables y las tuberías en los tramos contaminados. No se aceptara utilizar conductores que solo hayan sido limpiados. Las canalizaciones se podrán aceptar siempre y cuando queden perfectamente desengrasadas antes de la nueva introducción de cables. En el caso de que durante el cableado se dañen severamente los aislamientos de los cables, no se aceptara cubrir los puntos dañados con cinta aislante, el tramo completo de conductor dañado deberá ser sustituido por otro en buen estado. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

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Después de alambrados los tramos de conduit, se eliminará la parte de los conductores que resultase dañada durante la labor de cableado, la longitud aceptada para empalmes o conexiones en cajas o accesorios será de 15 centímetros. En el caso de cables por charola, se deberán sujetar firmemente a esta con hilo encerado del No. 7, a cada 30 – 60 cm. como máximo.

5.3.8.7 Conexiones y empalmes. a) Conexiones en baja tensión

En baja tensión los tramos de conductores entre cajas de conexión deberán ser continuos, bajo ninguna circunstancia se aceptaran empalmes de conductores en tramos intermedios de tuberías. Todas las conexiones y empalmes deberán ser realizados precisamente en registros o en las cajas de conexión y los conductores deberán quedar identificados. En el caso de requerir conexiones para cables aislados en baja tensión, se deberá dejar libre un tramo máximo de 15 cm. de conductor en cada extremo que se utilizara para realizar el empalme. Los empalmes únicamente se podrán realizar con dispositivos adecuados según su uso (conectores de capuchón o de presión); no se aceptaran uniones únicamente entorchadas. En el caso de conductores que se canalicen en charolas, de preferencia serán continuos sin empalmes en toda su longitud. En el caso de circuitos que por su longitud excedan las longitudes estándares de fabricación de conductores, se aceptaran empalmes, pero estos deberán quedar perfectamente visibles. b) Empalmes de conductores

Los conductores para circuitos de fuerza de preferencia serán continuos en toda su extensión, se podrán aceptar empalmes cuando las características de suministro del conductor y las distancias del recorrido físico lo obliguen. Los empalmes para circuitos de fuerza o alumbrado hasta calibre 10, se realizaran de preferencia mediante conectores mecánicos del tipo funda atornillable. Para la unión de conductores calibre 8 y mayores, de preferencia deberán emplearse conectores mecánicos del tipo atornillable o del tipo compresión con herramienta especial. En todos los empalmes, se deberá cuidar el restituir en la conexión las propiedades originales del conductor, se debe cuidar que el área de contacto entre conductores nunca sea menor que la sección transversal del cable, que se conserve la resistencia mecánica y que la resistencia de aislamiento sea equivalente al original. En líneas subterráneas aisladas todas las conexiones se realizaran mediante conector de inserción o bien mediante conector encapsulado. No se aceptaran conexiones que no estén específicamente aprobadas para inmersión total en agua.


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Los conductores para circuitos de control o señales deberán ser continuos en toda su extensión, no se aceptaran empalmes en tramos intermedios, sus conexiones solo se realizaran en tablillas de conexiones o en los bornes de los elementos de control o señal, en caso necesario deberán instalarse tantas cajas con tablillas de conexión como se requieran.

5.4 Conexión a tierra. En general todos los elementos metálicos no portadores de corriente deberán quedar conectados al sistema de puesta a tierra mediante dos vías alternativas cuando menos y se deberá asegurar la continuidad de estructuras y tuberías mediante puentes de continuidad específicos para ese fin. No se aceptara como medio de puesta a tierra el cuerpo de motores, gabinetes, recipientes o soportarías, por lo que la conexión deberá ser directa a los conductores específicos para ese fin, para esto se deberán utilizar tantos puentes de unión adicionales a los mostrados en planos como sean necesarios. A lo largo de todas las canalizaciones correrá un cable de puesta a tierra del calibre indicado en planos, el cual interconectará todos los tramos, curvas, derivaciones, cubiertas y accesorios en general con el sistema de puesta a tierra. Este cable se conectara en la barra de puesta a tierra de su tablero de alimentación y no se considerara sustituido por conexiones externas a tierra. Se permitirá que un mismo equipo o gabinete cuente con dos o más vías alternativas de puesta a tierra. Cuando la canalización sea de PVC u otro material no conductor, deberá existir en cada tramo de tubería un conductor desnudo, de cobre, conectado a sistema de puesta a tierra en ambos extremos. Cuando en una misma caja o registro lleguen varios conductores de puesta a tierra, todos deberán unirse firmemente entre si y al cuerpo de la cajas si esta es metálica. El sistema de puesta a tierra deberá aterrizar las pantallas electrostáticas de los cables que cuenten con ella, el neutro del sistema, las carcazas de motores, cubiertas de gabinetes, cajas metálicas, canalizaciones metálicas y estructuras metálicas en general.

5.5 Pintura y limpieza. Todas las superficies metálicas sin protección anticorrosiva se deberán pintar, antes de la pintura las superficies deberán ser limpiadas de polvos, óxidos, incrustaciones, grasas, y otras impurezas, en caso necesario se aplicaran desengrasantes y se lijaran las superficies. Las estructuras para soporte deberán limpiarse inmediatamente después de su fabricación y protegerse con una capa primaria de anticorrosivo, posteriormente, una vez terminadas las instalaciones, se retocara esta capa base y sobre de ella se aplicaran al menos dos capas de esmalte anticorrosivo color negro. En el caso especial de soportería con protección de fábrica a base de galvanizado por inmersión, el retoque de campo se realizara con pintura galvanizadora en frío.


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Después de terminadas, probadas y en su caso, selladas las instalaciones, se limpiaran todas las tuberías visibles y a continuación las partes que hayan sido dañadas por el uso de herramientas o la maniobra de instalación se recubrirán con una capa de esmalte anticorrosivo o pintura galvanizadora, según sea el acabado original de fabrica. Deberá tenerse especial cuidado de retocar la capa anticorrosiva en los sitios donde se retiro material para fabricar roscas en la tubería. Las tapas para registros en piso se trataran inicialmente igual que las estructuras soporte, incluyendo un acabado final consistente de dos capas de esmalte anticorrosivo pero en este caso, será color naranja. Los materiales utilizados como complemento de las estructuras soporte, tales como columpios, colgadores, ménsulas, espárragos, etc., deberán ser tratados igual que las estructuras soporte.

5.6 Alimentación a tablero. 5.6.1 Oficinas generales y administrativas. El tablero general “G” NQ424AB225S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X200 A., para las Oficinas Generales y Administrativas se ubicara en el Jardín de las Oficinas Generales, actualmente se encuentra un alimentador el cual se aprovechara ya que se encuentra en buen estado, este viene de la Subestación “A”, a servicio de emergencia, de este tablero se alimentaran los siguientes tableros por lo cual todas la Oficinas contaran con servicio de emergencia. 

Tablero “AA1”

Tablero NQ184AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X50 A., se ubicara en el nicho del Jardín de la Dirección General con un alimentador nuevo con cable calibre 4-6, 1-8 T.F. en tubería de PVC pesado por piso en jardín, carga instalada 9.373 kW. 

Tablero “AA2”

Tablero NQ184AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X40 A., se ubicara en el nicho del Jardín de las Oficinas Administrativas con un alimentador nuevo con cable calibre 4-8, 1-10 T.F., en tubería de PVC pesado por piso en jardín, carga instalada 4.500 kW. 

Tablero “OA”

Tablero NQ304AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X100 A., se ubicara en el nicho del Jardín de las Oficinas Administrativas para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-1/0, 1-6 T.F., L=49 m., carga instalada 15.509 kW.


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Tablero “OG”

Tablero NQ424AB225S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X150 A., se ubicara en el nicho del Jardín de la Dirección General para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-1/0, 1-6 T.F. L=47 m., con una carga instalada de 30.502 kW., caída de tensión de e%= 1.30 lo cual es aceptable por las Norma Oficial Mexicana NOM001-SEDE-2005., de este tablero se alimentaran los Tableros “C” y “D”, estos tableros se ubicaran en las Oficinas Generales. 

Tablero “C”

Tablero NQ304AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X100 A., se ubicara en las oficinas generales para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-2, 1-8 T.F., L=67 m., con una carga instalada de 20.863 kW.

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Tablero “D”

Tablero NQ304AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X70 A., se ubicara en las oficinas generales para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-4, 1-8 T.F., L=33 m., con una carga instalada de 9.639 kW.

5.7 Alimentación a tablero. 5.7.1 Oficinas operativas. El tablero general NQ424AB225S 3F-4H, 220/127 V., para las Oficinas Operativas se ubica en pasillo de palcos en la columna 20, (tablero existente) actualmente se encuentra alimentado con cable calibre 4-2/0, de la Subestación “A”, a servicio de emergencia de este tablero se alimentaran los siguientes tableros por lo cual todas la Oficinas contaran con servicio de emergencia. 

Tablero “B”

Tablero NQOD244L100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X70 A., (tablero existente) se ubica en Oficinas Central Parking. 

Tablero “E”

Tablero NQ184AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X50 A., se ubicara en pasillo de palcos en la columna 14 para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-6, 1-8 T.F.,L=72 m., con una caída tensión de e%= 2.06 lo cual es aceptable por las Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005.


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Tablero “C”

Tablero NQ184AB100S 3F-4H, 220/127 V., con interruptor general de 3X70 A., se ubicara en Oficinas Operativas para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 4-4, 1-8 T.F.,L=29 m., con una caída tensión de e%= 0.84 lo cual es aceptable por las Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005., de este tablero se alimentaran los Tableros “A” y “D”, estos tableros se ubicaran en las Oficinas Operativas. 

Centro de carga “A”

Centro de carga QO-6 2F-3H, 220/127 V., se ubicara en Oficinas Operativas para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 3-8, 1-10 T.F., L=23 m. 

Centro de carga “D”

Centro de carga QO-8 2F-3H, 220/127 V., se ubicara en Oficinas Operativas para aprovechar el alimentador existente que actualmente se encuentra en buen estado con cable calibre 3-8, 1-10 T.F., L=17 m.

5.8 Funcionalidad de equipos y sistemas. Los equipos nuevos deberán construirse conforme a especificaciones precisas de diseño y el proveedor deberá entregar junto con sus equipos el certificado ANCE correspondiente a cada uno de ellos. Para la prueba de equipos, tales como transformadores, subestaciones, tableros, seccionadores, etc. deberá solicitares a cada fabricante o proveedor, el reporte de pruebas realizadas en laboratorio del fabricante. A cada proveedor o fabricante se le deberá solicitar previo a la entrega de equipos, el instructivo de pruebas recepcionales correspondiente y estas deberán seguirse fielmente, de preferencia estas pruebas deberán ser realizadas por personal del fabricante o proveedor. En cualquier caso, deberá tenerse especial cuidado que la información mostrada en la placa de datos del producto coincida con las especificaciones del proyecto, en caso contrario, estos equipos no deberán aceptarse hasta contar con autorización del técnico responsable. Después de comprobado el buen funcionamiento de equipos, solo con la presencia de personal responsable de la planta y bajo su estricta dirección, se realizarán las pruebas de funcionamiento de sistemas.


90

5.9 Cálculo de Alimentadores. 5.9.1 Tablas y formulas a emplearse. TABLA 5.9.1.1 Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o ca ble. Número de conductores portadores de corriente De 4 a 6 De 7 a 9 De 10 a 20 De 21 a 30 De 31 a 40 41 y más

Por ciento de valor de las tablas ajustado para la temperatura ambiente si fuera necesario 80 70 50 45 40 35

Limitación de la temperatura, para cálculo de los conductores, se realizo conforme a lo siguiente: Menor de 100 A. Se calcula a 60° C. y mayor a 100 A. se calcula 75° C., Artículo 110, Sección 14 inciso “C”. En el cálculo de los conductores, se considero como máximo, una caída de tensión (e%) del 3% en circuitos derivados y de 2% en circuitos alimentadores, con la finalidad de no rebasar el 5% total según lo dispuesto en el articulo 210 – 19, nota 4.


91

TABLA 5.9.1.2 Capacidad de conducción de corriente (A) permisible de conductores aislados para 0 a 2 000 V nominales y 60 °C a 90 °C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o directamente enterrados, para una temperatura ambiente de 30 °C Tamaño o Designación mm2 AWG o kcmil

Temperatura nominal del conductor (véase Tabla 310-13) 60 °C TIPOS TW* CCE TWD-UV

75 °C TIPOS RHW*, THHW*, THW*, THW-LS, THWN*, XHHW*, TT, USE

90 °C TIPOS MI, RHH*, RHW-2, THHN*, THHW*, THHWLS, THW-2*, XHHW*, XHHW2, USE-2 FEP*, FEPB*

60 °C TIPOS UF*

Cobre

75 °C TIPOS RHW*, XHHW*

90 °C TIPOS RHW-2, XHHW*, XHHW-2, DRS

Aluminio

0,824 1,31 2,08 3,31 5,26 8,37

18 16 14 12 10 8

----20* 25* 30 40

----20* 25* 35* 50

14 18 25* 30* 40* 55

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

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

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

13,3 21,2 26,7 33,6 42,4

6 4 3 2 1

55 70 85 95 110

65 85 100 115 130

75 95 110 130 150

40 55 65 75 85

50 65 75 90 100

60 75 85 100 115

53,5 67,4 85,0 107

1/0 2/0 3/0 4/0

125 145 165 195

150 175 200 230

170 195 225 260

100 115 130 150

120 135 155 180

135 150 175 205

127 152 177 203 253

250 300 350 400 500

215 240 260 280 320

255 285 310 335 380

290 320 350 380 430

170 190 210 225 260

205 230 250 270 310

230 255 280 305 350

304 355 380 405 458

600 700 750 800 900

355 385 400 410 435

420 460 475 490 520

475 520 535 555 585

285 310 320 330 355

340 375 385 395 425

385 420 435 450 480

507 633 760 887 1010

1 000 1250 1500 1750 2000

455 495 520 545 560

545 590 625 650 665

615 665 705 735 750

375 405 435 455 470

445 485 520 545 560

500 545 585 615 630

Temperatura ambiente en °C 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-70 71-80

FACTORES DE CORRECCION Para temperaturas ambientes distintas de 30 °C, multiplicar la anterior capacidad de conducción de corriente por el correspondiente factor de los siguientes 1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 ,,,, ,,,, ,,,,

1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 ,,,,

1,04 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41

1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 ,,,, ,,,, ,,,,

1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 ,,,,


1,04 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41

92

TABLA 5.9.1.3 Capacidad de conducción de corriente (A) permisible para cables monoconductores aislados de 0 a 2 000 V nominales, al aire li bre y a temperatura ambiente de 30 °C Tamaño o Designación

Temperatura nominal del conductor (ver tabla 310-13) 60 °C

2 mm

AWG o kcmil

TIPOS TW*

75 °C TIPOS RHW*, THHW*, THW*, THW-LS*, THWN*, XHHW*, USE

90 °C TIPOS MI, RHH*, RHW-2, THHN*, THHW*, THW-2*, THW-LS*, THWN-2*, XHHW*, XHHW-2, USE-2 FEP*, FEPB*

60 °C TIPOS UF

Cobre 0,824 1,31 2,08 3,31 5,26 8,37 13,3 21,2 26,7 33,6 42,4 53,5 67,4 85,0 107 127 152 177 203 253 304 355 380 405 456 507 633 760 887 1 010

18 16 14 12 10 8 6 4 3 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 500 600 700 750 800 900 1 000 1 250 1 500 1 750 2 000

Temperatura ambiente en °C 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-70 71-80

75 °C TIPOS RHW*, XHHW*

90 °C TIPOS RHH*, RHW-2, XHHW*, XHHW-2

Aluminio

.... .... 25* 30* 40 60 80 105 120 140 165 195 225 260 300 340 375 420 455 515 575 630 655 680 730 780 890 980 1 070 1 155

--18 .... .... .... --24 .... .... .... 30* 35* .... .... .... 35* 40* ------50* 55* ------70 80 ------95 105 60 75 80 125 140 80 100 110 145 165 95 115 130 170 190 110 135 150 195 220 130 155 175 230 260 150 180 205 265 300 175 210 235 310 350 200 240 275 360 405 235 280 315 405 455 265 315 355 445 505 290 350 395 505 570 330 395 445 545 615 355 425 480 620 700 405 485 545 690 780 455 540 615 755 855 500 595 675 785 885 515 620 700 815 920 535 645 725 870 985 580 700 785 935 1 055 625 750 845 1 065 1 200 710 855 960 1 175 1 325 795 950 1 075 1 280 1 445 875 1 050 1 185 1 385 1 560 960 1 150 1 335 FACTORES DE CORRECCION Para temperaturas ambientes distintas de 30 °C, multiplicar la anterior capacidad de conducción de corriente por el correspondiente factor de los siguientes. 1,08 1,05 1,04 1,08 1,05 1,04 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,91 0,94 0,96 0,91 0,94 0,96 0,82 0,88 0,91 0,82 0,88 0,91 0,71 0,82 0,87 0,71 0,82 0,87 0,58 0,75 0,82 0,58 0,75 0,82 0,41 0,67 0,76 0,41 0,67 0,76 ,,,, 0,58 0,71 ,,,, 0,58 0,71 ,,,, 0,33 0,58 ,,,, 0,33 0,58 ,,,, ,,,, 0,41 ,,,, ,,,, 0,41


93

Para la selección de los conductores componentes de los circuitos derivados y alimentadores, se emplearon las siguientes formulas: SECCIÓN TRANSVERSAL mm2

CORRIENTE I Formula 1

1F2H.

I =

W En × Cos φ

Formula 2

s =

4 × L × I En × e %

Formula 4

1F3H.

I =

W

2 × En × Cos φ

3F3H.

W

1 . 73 × Ef × Cos φ

s =

2 × L × I En × e %

W

e% =

s =

2 × L × I En × e %

e% =

2 × L × I En × e %

S × En

2 × L × I S × En Formula 9

e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef

Formula 11

s =

4 × L × I

Formula 6

Formula 8

Formula 10

3F- I = 1 . 73 × Ef × Cos φ 4H.

Formula 3

Formula 5

Formula 7

I =

CAÍDA DE TENSIÓN e%

Formula 12

e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef

Formula 13

2F.

I =

W Ef × Cos φ

Donde:

I = Corriente en Amper. W = Potencia en Watts. En = Tensión entre fase y neutro. Ef = Tensión entre fases. Cos Ø = Factor de Potencia E% = Caída de tensión en porciento. L = Distancia del cable ó alimentador en metros.


94

5.10 Cálculo de alimentadores en oficinas generales.

DAGA6A #A

A "/E/TACO A" Alimentador Existente

Ta,lero O)i%inas Generales "G" -424A225/ 3#−4 220127  ,i%ado en 'ard(n de O)i%inas Generales

3x150 A.

4−10 1−$T# 947 mts. e891.30 Alimentador Existente

3x200 A.

3x50 A.

3x40 A.

3x125 A.

T−35 PC Pesado 3−$ 1−$ 1−! T# 94$ mts. e891.57

T−27 PC Pesado 3−! 1− ! 1−10 T# 94! mts. e891.2$

4−10 1−$T# 94: mts. e890.$: Alimentador Existente

i%&o 'ard(n Dire%%i+n General "OG"

Alimentador Existente 4−2 1−!T# 9$7 mts. e892.03

"C"

"AA1" i%&o 'ard(n Dire%%i+n General

"AA2" i%&o 'ard(n O)i%inas Administrati*as

"OA" i%&o 'ard(n O)i%inas Administrati*as

Alimentador Existente 4−4 1−!T# 933 mts. e890.73

"D"


95

5.10.1 Cálculo del alimentador del tablero “OG”. Datos y Resultados: I =

P = 30.502 kW. I = 94 A. Protección 3 X 150 A. E

= 220 Volts

L

= 47.00 m.

30.502 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 94 A.

Para esta corriente según la tabla 310.16 de la NOM-001-SEDE2005, se elige el conductor cal 1/0 AWG, tiene una capacidad de conducción de 150 A. a 75°C. Por lo que la caída de tensión será de: (Formula 12)

S = 53.48 mm2. Que corresponde al Cal. e% = 2 × 1.732 × 47 × 94 = 15,304 = 1.30% 1/0 AWG. 53.48 × 220 11,766 e% = 1.30 % Alimentador Existente 4 – 1/0, 1-6 T.F.

5.10.2 Cálculo del alimentador del tablero “AA1”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 46.00 m.

9.373 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 29 A.

Para esta corriente según la tabla 310.16 de la NOM-001-SEDE2005, se elige el conductor cal 6 AWG, tiene una capacidad de conducción de 55 A. a 60°C. Por lo que la caída de tensión será de: (Formula 12)

S = 13.30 mm2. Que corresponde al Cal. e% = 2 × 1.732 × 46 × 29 = 4,621 = 1.57% 6 AWG. 13.30 × 220 2,926 e% = 1.57 % Alimentador Existente 4 – 6, 1-8 T.F.


96

5.10.3 Cálculo del alimentador del tablero “AA2”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 48.00 m.

4.500 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 14 A.


S = 8.37 mm2. Que corresponde al Cal. 8 e% = 2 × 1.732 × 48 × 14 = 2,327 = 1.26% AWG. 8.37 × 220 1,841 e% = 1.26 % Alimentador Existente 4 – 8, 1-10 T.F.

5.10.4 Cálculo del alimentador del tablero “OA”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 49.00 m.

15.509 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 48 A.


S = 53.48 mm2. Que corresponde al Cal. e% = 2 × 1.732 × 49 × 48 = 8,147 = 0.69% 1/0 AWG. 53.48 × 220 11,765 e% = 0.69 % Alimentador Existente 4 – 1/0, 1-6 T.F.


97

5.10.5 Cálculo del alimentador del tablero “C”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 67.00 m.

20.863 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 64 A.



5.10.6 Cálculo del alimentador del Tablero “D”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 33.00 m.

9.639 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 29 A.




98

5.10.6.1 Plano de oficinas generales alumbrado.

# ta"lero D

# ta"lero C

# ta"lero C

5.10.6.2 Plano de oficinas generales contactos a emergencia.


99

5.11 Cálculo de alimentadores en oficinas operativas.

DAGA6A #A

A "/E/TACO A" Alimentador Existente

3x200 A.

Ta,lero Pal%os -424A225 3#−4 220127 

3x70 A

3x70 A

3x50 A.

4−4 1−!T# 932 mts. e891.75

4−4 1−!T# 92: mts. e891.75

4−$ 1−!T# 972 mts. e892.04

Alimentador Existente

Alimentador Existente

""

"C"

Alimentador Existente 2−! 1−! 1−10T# 923 mts.

"A"

"E"

Alimentador Existente 2−! 1−! 1−10T# 917 mts.

"D"


100

5.11.1 Cálculo del alimentador del tablero “Oficinas Operativas”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 85.00 m.

28.690 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 88 A.


S = 165.13 mm2. Que corresponde al e% = 2 × 1.732 × 85 × 88 = 25,910 = 0.71% Cal. 2/0 AWG. 165.13 × 220 36328 e% = 0.71 % Alimentador Existente 4 – 2/0, 1-6 T.F. Nota: Se recomienda cambiar el interruptor general por uno de 3 x 175 A. ya que el calibre existente no cumple con la NOM-001-SEDE-2005.

5.11.2 Cálculo del alimentador del tablero “B”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 32.00 m.

8.320 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 25 A.


S = 21.15 mm2. Que corresponde al Cal. 4 AWG.

e% =

2 × 1.732 × 32 × 25 21.15 × 220

=

2,771 4,653

= 0.59%

e% = 0.59 % Alimentador Existente 4 – 4, 1-8 T.F.


101

5.11.3 Cálculo del alimentador del tablero “C”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 29.00 m.

16.310 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 50 A.



5.11.3.1 Cuadro de carga tablero “C”. TA". #C# N$%&' (A"&))S, *%(+, )%&-V. INT. RAL */-)AMP. SC+NEI0ER OICINAS E. A!TECA

C

FASES N A

B

C

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18


102

5.11.4 Cálculo del alimentador del Tablero “A”. Datos y Resultados: I =

P = 5.080 kW. I = 23.00 A. Protección 3 X 40 A. E

= 220 Volts

L

= 23.00 m.

5.080 X 1000 2 × 127 × 0.85

= 23 A.


S = 8.37 mm2. Que corresponde al Cal. 8 e% = 2 × 23 × 23 = 1,058 = 0.99% AWG. 8.37 × 127 1,062 e% = 0.99 % Alimentador Existente 3 – 8, 1-10 T.F.

5.11.4.1 Cuadro de carga tablero “A”. TA". #A# $O%1 , %*+, )%&-V.

SC+NEI0ER

OICINAS E. A!TECA

A

FASES N A

B

1

2

3

4

5

6


103

5.11.5 Cálculo del alimentador del tablero “D”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 24.00 m.

7.670 X 1000 2 × 127 × 0.85

= 35 A.


S = 8.37 mm2. Que corresponde al Cal. 8 e% = 2 × 24 × 35 = 1,680 = 1.58% AWG. 8.37 × 127 1,062 e% = 1.58 % Alimentador Existente 4 – 8, 1-10 T.F.

5.11.5.1 Cuadro de carga tablero “D”. TA". #0# $O%' %*+, )%&-V. SC+NEI0ER OICINAS E. A!TECA

0

FASES N A

B

C

1

2

3

4

5

6

7

8


104

5.11.6 Cálculo del alimentador del tablero “E”. Datos y Resultados: I =


= 220 Volts

L

= 72.00 m.

7.620 X 1000 220 × 1.732 × 0.85

= 24 A.



5.11.6.1Cuadro de carga tablero “E”. TA". #E# N$%&'(A"&))S, *%(+, )%&-V. INT. RAL */2)AMP. SC+NEI0ER OICINAS E. A!TECA

E

FASES

A

N B

C

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18


105

5.12 Plano oficinas operativas alumbrado.

5.12.1 Plano oficinas operativas contactos a emergencia.


106

5.13

Detalles de instalación de canalizaciones y luminarias.


107

CAPITULO 6 ILUMINACIÓN CANCHA ESTADIO AZTECA 6.1 Generalidades. El objetivo principal del sistema de iluminación de eventos es iluminar de acuerdo con los requisitos de calidad de video digital de los medios, evitando causar molestias por deslumbramiento a jugadores y árbitros, y evitando la contaminación lumínica del entorno y el deslumbramiento de los espectadores. Se deberá considerar sistemas de iluminación permanente, de iluminación temporal, y de la combinación de ambos.

6.1.1 Aspectos ambientales. Se ha de prestar especial atención a limitar la iluminación invasiva y el deslumbramiento provenientes del campo, tanto dentro como fuera del estadio. 

Jugadores y árbitros

Los jugadores y árbitros deben poder desplegar toda su capacidad en un ambiente iluminado que realce el juego. 

Espectadores

Los espectadores han de poder ver confortablemente el encuentro, el marcador, la pantalla gigante y todas las actividades sobre la cancha, sin deslumbramientos ni contaminación lumínica excesiva. 

Medios de comunicación

Los videos y retransmisiones producidos durante un evento deberán ser de calidad digital, con una iluminación equilibrada y libre de sombras de contornos y de deslumbramientos. 

Ángulos visuales de los jugadores y de la transmisión

El más importante requisito del diseño es proveer a los jugadores, los árbitros y los medios un ambiente sin deslumbramientos. – Zona de las esquinas de la línea de meta: A fin de mantener adecuadas condiciones visuales para el portero y los jugadores atacantes en los saques de esquina, se iluminara la primera y tercera zona de la cancha con las luminarias que se encuentran en las cabeceras del estadio.


108

– Detrás de la línea de meta: A fin de mantener adecuadas condiciones visuales para los jugadores atacantes frente a la meta y para el portero, así como para los medios de video en el lado opuesto del campo, no se colocará iluminación dentro de los 20 grados a ambos lados de la línea de meta ni dentro de los 45 grados sobre el horizonte desde la línea de meta. 

Control de sombras (direccionamiento multizona)

La limitación de las sombras de contornos sobre el campo se está convirtiendo en uno de los mayores problemas a los que se enfrentan los medios que usan videos de calidad digital de alta resolución. El direccionamiento multizona es el enfoque repetido desde diferentes ubicaciones de aparatos de alumbrado a ubicaciones idénticas en el campo de juego. El enfoque repetido desde ubicaciones diferentes limita la formación de sombras de contornos duros creadas por los jugadores.

6.2 Levantamiento de luminarias cancha Estadio Azteca. Se realizo levantamiento eléctrico de las luminarias de la cancha encontrando:

0IARAMA 3NIILAR

TORRE “A”

TORRE #A# A& 4 A

Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

A1 A2

28 48

1500 1500

52,500 90,000

TABLERO “A1”

28 x 1500 = 42,000 x 1.25 = 52,500 W. I =

52,500 3 × 440 × 0.85

=

52,500 647

= 81.14 Amp.

TABLERO “A2”

48 x 1500 = 72,000 x 1.25 = 90,000 W. I =

90,000 3 × 440 × 0.85


=

90,000 647

= 139.10 Amp.

109

0IARAMA 3NIILAR TORRE #"# "& 4 "

TORRE “B” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

B1 B2

47 30

1500 1500

88,125 56,250

TABLERO “B1”

47 x 1500 = 70,500 x 1.25 = 88,125 W. 88,125

I =

3 × 440 × 0.85

=

88,125 647

= 136.20 Amp.

TABLERO “B2”

30 x 1500 = 45,000 x 1.25 = 56,250 W. I =

56,250 3 × 440 × 0.85

=

56,250 647

= 86.93 Amp.

0IARAMA 3NIILAR TORRE #C# C& 4 C

TORRE “C” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

C1 C2

28 47

1500 1500

52,500 88,125

TABLERO “C1”

28 x 1500 = 42,000 x 1.25 = 52,500 W. I =

52,500 3 × 440 × 0.85

=

52,500 647

= 81.14 Amp.

TABLERO “C2”

47 x 1500 = 70,500 x 1.25 = 88,125 W. I =

88,125 3 × 440 × 0.85


=

88,125 647

= 136.20 Amp.

110

TORRE “D”

0IARAMA 3NIILAR TORRE #0# 0& 4 0

Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

D1 D2

49 30

1500 1500

91,875 56,250

TABLERO “D1”

49 x 1500 = 73,500 x 1.25 = 91,875 W. 91,875

I =

3 × 440 × 0.85

=

91,875 647

= 142 Amp.

TABLERO “D2”

30 x 1500 = 45,000 x 1.25 = 56,250 W. I =

0IARAMA 3NIILAR CA"ECERA NORTE CN& 4 CN

56,250 3 × 440 × 0.85

=

56,250 647

= 86.93 Amp.

CABECERA “NORTE” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

CN1 CN2

24 24

1500 1500

45,000 45,000

TABLERO “CN1”

24 x 1500 = 36,000 x 1.25 = 45,000 W. I =

45 ,000 3 × 440 × 0.85

=

45, 000 647

= 69 .55 Amp .

TABLERO “CN2”

24 x 1500 = 36,000 x 1.25 = 45,000 W. I =

45 ,000 3 × 440 × 0.85


=

45,000 647

= 69 . 55 Amp .

111

CABECERA “SUR” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

Watts Totales

CS1 CS2

24 24

1500 1500

45,000 45,000

0IARAMA 3NIILAR CA"ECERA NORTE CN& 4 CN

TABLERO “CS1”

24 x 1500 = 36,000 x 1.25 = 45,000 W. I =

45,000 3 × 440 × 0.85

=

45, 000 647

= 69 .55 Amp .

TABLERO “CS2”

24 x 1500 = 36,000 x 1.25 = 45,000 W. I =

45,000 3 × 440 × 0.85


=

45, 000 647

= 69 .55 Amp .

112

Con un total de 403 reflectores de 1,500 Watts cada uno.


113

Medicines de nivel de iluminación (LUXES) realizadas el 23 de Abril de 2004 (9:00 p.m. a 1:00 a.m.)

Desmantelamiento de luminarias


114

6.3 Reingeniería para la iluminación de la cancha del Estadio Azteca. Para determinar la iluminación adecuada del estadio de fútbol de acuerdo a los niveles de iluminación exigidos por la Federación Internacional de Fútbol Asociación (FIFA), la Federación Mexicana de Fútbol (FMF) y las cadenas de televisión que transmiten los eventos nocturnos en este inmueble se instalaron (415) proyectores con una mayor eficiencia que los anteriores ya que de acuerdo a mediciones tomadas cuando se instalaron por primera vez y al cálculo realizado, cumplen con los niveles de iluminación exigidos. Existe en la actualidad un sin número de estadios deportivos a nivel mundial. Pero no todos tienen un sistema eléctrico que reúna los requisitos que exigen la FIFA, la FMF y las cadenas de televisión que transmiten los eventos que se desarrollan en esos recintos.

6.3.1 Suministro de energía eléctrica. Al diseñar un sistema de iluminación confiable para un estadio de fútbol profesional, se deben tener como objetivos principales cuidar primordialmente la integridad física de los espectadores y jugadores si se efectúa un evento nocturno, aumentar el nivel de la calidad del espectáculo y optimizar la rentabilidad de las transmisiones por televisión de los partidos, ya que buen porcentaje de los ingresos económicos de los clubes propietarios de los equipos protagonistas son por este concepto. Los equipos de iluminación demandan energía en cantidad y calidad. Una lámpara para este uso tiene un tiempo de encendido de 8 minutos, por lo que una interrupción eléctrica sería un problema delicado. Un apagón dentro de un estadio puede generar situaciones de riesgo para el público y pérdidas económicas cuantiosas para las compañías de televisión. La infraestructura que tiene la Comisión Federal de Electricidad en el Distrito Federal garantiza el suministro de energía requerida, pero no se responsabiliza en caso de alguna interrupción. Por lo mismo, se requirió diseñar un sistema confiable que garantice el suministro de energía eléctrica. Si se presentara una falla en el suministro de energía eléctrica en un evento nocturno, tendrá que operar una unidad de transferencia emergente automáticamente en cuestión de 0.150 mseg para que las lámparas del estadio no se apaguen. Si esto no sucediera, el tiempo de re-encendido serían los 8 minutos mencionados con anterioridad. Este período será suficiente para que la seguridad de los espectadores esté en riesgo y las pérdidas económicas por cuestión de transmisión por televisión, sean bastantes cuantiosas. Es importante hacer énfasis que al responsabilizar a alguna compañía dedicada a dar mantenimiento eléctrico sea altamente profesional, ya que se tienen antecedentes que ha habido demandas contra este tipo de empresas en casos en los que se ha presentado alguna falla de orden eléctrico y que ha afectado intereses económicos particulares

6.3.2 Alimentación eléctrica. Existe 1 líneas eléctricas 23.00 kvolts propiedad de la Comisión Federal de Electricidad que llega a la Subestación “A” por el lado de Tlalpan al interior del “ESTADIO AZTECA", la cual alimenta eléctricamente al recinto. Los antecedentes de ésta acometida indican que ha llegado a fallar. Por lo que cuando se requiere utilizar la iluminación para un evento se realiza por medio de Plantas de Emergencia. (Ver operación en el Diagrama Unifilar). Es por eso, que uno de los objetivos principales fue diseñar un sistema eléctrico de alta confiabilidad.


115

6.3.3 Niveles de iluminación. Debido a que la comercialización del fútbol profesional vía televisión, es el factor de ingresos económicos más importante en este deporte, los requerimientos lumínicos diseñados en este estudio deberán satisfacer las transmisiones televisivas. De acuerdo con la Federación Internacional de Fútbol Asociación (FIFA) y la Federación Mexicana de Fútbol (FMF), los niveles promedio de iluminación de cancha, deben ser los siguientes: Entrenamiento 300 luxes Competición Amateur 500 luxes Competición Profesional para TV color 850 luxes, FIFA y FMF 1,000 luxes como mínimo en toda la cancha. La iluminación de eventos deportivos debe tener calidad acorde a la mejor participación de los atletas en el campo de juego, las necesidades de los espectadores en vivo y las demandas tecnológicas de cobertura de los medios. Para lograr estas metas, la FIFA ha desarrollado recomendaciones técnicas diseñadas para alcanzar los siguientes objetivos específicos: • Proveer suficiente cantidad de iluminación, la mayor calidad, para que los jugadores presten su mejor desempeño con el menor riesgo de accidentes y sin deslumbramientos. • Proveer una iluminación tal que permita a los espectadores disfrutar al máximo del juego. • Proveer una iluminación que permita a las cámaras de televisión a color y a las películas a color captar la acción con una excelente y precisa producción de colores, profundidad del campo de juego y el más alto grado de detalles. La FIFA ha fijado las especificaciones para factores técnicos y ambientales que determinarán las posibilidades de alcanzar los objetivos correspondientes. Éstos incluyen: • Iluminación horizontal • Luminancia vertical • Distribución luminosa • Capacidad de rendimiento a color • Temperatura de color • Control de brillo y deslumbramiento Algunos factores importantes a considerar: • Contaminación de luz ambiental • Mantenimiento • Seguridad • Habilidad para integrarse a la arquitectura del estadio • Costo de instalación • Carga eléctrica • Confiabilidad


116

6.3.4 Datos técnicos del luminario seleccionado. Proyector modelo Prismbeam, catalogo NPB2C15MH6U33N marca Holophane de 1,500 watts, 440 Volts, con balastro integrado de 1,500 watts, 440 Volts, con foco de aditivos metálicos, marca Sylvania, para colocarse alrededor del arillo de la cancha del Estadio Azteca a una altura de 54 metros, amarrándolo con cable acerado de ¼” (estrobo) y conector tipo perro.


117

6.3.5 Mediciones realizadas con reflectores nuevos.

Retícula para realizar las mediciones con el alumbrado nuevo


118

(Lunes 27 de junio de 2008 efectuadas d e las 21:00 horas a las 2:00 a.m.)

Toma de lecturas 1,743 luxes.

Alumbrado Nuevo.


119

6.4 Diagrama unifilar torre “A”. 0IARAMA 3NIILAR

TA"LERO #A&# N((LC *% *+, (() V. MARCA. S$3ARE50

TORRE #A# A& 4 A

TA"LERO #A# N((LC, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50.

TORRE “A” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

A1 A2

28 48

1500 1500

Watts Totales 52,500 90,000

TABLERO “A1”

28 x 1500 = 42,000 x 1.25 = 52,500 W. TABLERO “A2”

48 x 1500 = 72,000 x 1.25 = 90,000 W.


120

6.4.1 Diagrama unifilar torre “B”. 0IARAMA 3NIILAR

TA"LERO #"&# N((LC, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50.

TORRE #"# "& 4 "

TA"LERO #"# N((LC *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

TORRE “B” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

B1 B2

47 30

1500 1500


TABLERO “B1”

47 x 1500 = 70,500 x 1.25 = 88,125 W. TABLERO “B2”

30 x 1500 = 45,000 x 1.25 = 56,250 W.


121

6.4.2 Diagrama unifilar torre “C”. 0IARAMA 3NIILAR TORRE #C# C& 4 C

TA"LERO #C&# N((LC *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

TA"LERO #C# N((LC, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

TORRE “C” Tablero

No. Reflectores

C1 C2

28 47

Watts por reflector

1500 1500


TABLERO “C1”

28 x 1500 = 42,000 x 1.25 = 52,500 W. TABLERO “C2”

47 x 1500 = 70,500 x 1.25 = 88,125 W.


122

6.4.3 Diagrama unifilar torre “D”. 0IARAMA 3NIILAR

TA"LERO #0&# N((LC, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

TORRE #0# 0& 4 0

TA"LERO #0# N((LC *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

TORRE “D” Tablero

No. Reflectores

D1 D2

49 30

Watts por reflector

1500 1500


TABLERO “D1”

49 x 1500 = 73,500 x 1.25 = 91,875 W. TABLERO “D2”

30 x 1500 = 45,000 x 1.25 = 56,250 W.

} INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

123

6.4.4 Diagrama unifilar cabecera norte.


TA"LERO #CN&# N(*)L&C, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

CA"ECERA NORTE CN& 4 CN

TA"LERO #CN# N(*)L&C, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

CABECERA “NORTE” Tablero

No. Reflectores

CN1 CN2

27 27

Watts por reflector

1500 1500


TABLERO “CN1”

27 x 1500 = 40,500 x 1.25 = 50,625 W. TABLERO “CN2”

27 x 1500 = 40,500 x 1.25 = 50,625 W.


124

6.4.5 Diagrama unifilar cabecera sur.


TA"LERO #CS&# N(*)L&C, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

CA"ECERA S3R CS& 4 CS

TA"LERO #CS# N(*)L&C, *%*+, (() V. MARCA S$3ARE50

CABECERA “SUR” Tablero

No. Reflectores

Watts por reflector

CS1 CS2

27 27

1500 1500


TABLERO “CS1”

27 x 1500 = 40,500 x 1.25 = 50,625 W. TABLERO “CS2”

27 x 1500 = 40,500 x 1.25 = 50,625 W.


125

Foto desde la techumbre se puede observar que no hay sombras de los jugadores.

C'(' %* +*)* '%*"#" *$ /# ,#/# )* (*).-.'$*% "*#/.#)#% -'$ /'% "*&/*-,'"*% $*'% $' %* *$-*$,"# $.$$# (*).-.$ +'" )*#' )* /'% 1000 /*% %'/.-.,#)'% +'" /# IA = /# M +'" /' -#/ */ E%,#).' A,*-# -(+/* -'$ /'% "*<.%.,' %'/.-.,#)'% ,*$.*$)' $ +"'(*).' *$*"#/ )* 1501 /*% %.$ )*%/("#(.*$,' +#"# #)'"*% = *%+*-,#)'"*%!


126

CAPITULO 7 “SPIDER-CAM”.


127

7.1 Introducción “Spider-cam” El Estadio Azteca, uno de los estadios más grandes del mundo, cuenta ahora con una cámara llamada Spidercam , la cual fue diseñada específicamente en Alemania en colaboración con otros países para su instalación en México. La Spidercam es la primera cámara de instalación fija en el continente americano. Ucrania, Eslovenia y ahora México son los tres únicos países que tienen la fortuna de contar con este sistema. La idea de traerla a nuestro país se originó después del Mundial en Sudáfrica 2010, por lo que se llevó más de un año entre su planeación e instalación. Uno de sus objetivos principales es darle más frescura a las producciones que se realicen dentro del estadio o cualquier otro evento que se lleve a cabo en él. Anteriormente el Estadio Azteca contaba con una cámara llamada "Toma Águila" la cual era sostenida con cables que se encontraban en el centro de la cancha, pero ésta era una toma fija al centro, sin embargo "con la Spidercam no se tiene límites". Hace cinco años esta cámara no podía bajar hasta el piso, hoy en día puede tocar la cancha pero por seguridad se debe tener tres metros mínimo para su descenso y 42.8 metros para su elevación. Con respecto a los laterales esta cámara puede llegar a todos los extremos del estadio. Para poder sostener la cámara, la Spidercam posee ocho cables, dos en cada extremo para una mayor seguridad en su funcionamiento. La cámara cuenta con cableado eléctrico, más seis de fibra óptica para el control computarizado de los equipos y cuatro motores que sueltan o recogen el cable de acuerdo a la posición que se requiera. Adicionalmente se cuenta con una cabina donde se maneja toda la operación. Dentro de ella se encuentran dos controles, uno manipulado por un piloto, el cual lleva la cámara de un lado a otro. El otro control es manejado por una persona que hace las tomas deseadas como son zoom , till , panning , etcétera. Es necesario decir que la Spidercam permite tener tomas nunca antes vistas con una cámara de instalación fija. Esta tecnología nos permite girar 360° grados desde el centro de la cancha y ver alrededor como si estuviéramos nosotros situados en ella. Entre los cuidados que se deben tener para la seguridad de la cámara, es de suma importancia desmontarla al término de cada evento, colocarla en su maleta de transporte para que de esta manera se encuentre lejos de la humedad y de altas temperaturas, por último es necesario revisar que todo el sistema mecánico este en perfectas condiciones. Sin embargo, los motores y cables que la sostienen permanecerán de manera permanente las 24 horas los 365 días del año. Gracias a que es una tecnología altamente sofisticada, la Spidercam tiene un movimiento tridimensional que le permite desplazarse a cualquier lugar de la cancha. Es así como el Estadio Azteca está capacitado para competir tecnológicamente con cualquier otro estadio del mundo.


128

Su primera aparición al público en el Estadio Azteca fue en el "Clásico " América vs Guadalajara el 21 de Octubre de 2011. La Spidercam estará en funcionamiento en el mayor número de eventos posibles que se realicen en el Estadio Azteca. Es así como podrá ser disfrutada por todas aquellas personas que se encuentren dentro del estadio o bien desde la comodidad de su casa.

7.2 Objetivo. Justificar la elección de los equipos y materiales a instalarse para el correcto funcionamiento de los motores que requiere la cámara denominada “SPIDER-CAM”, mediante cálculos eléctricos que cumplan con los estándares de electricidad y con las respectivas normas vigentes (NOM-001-SEDE 2005); con el fin de brindar un excelente servicio y realizar una instalación eléctrica de calidad.

7.3 Descripción general del proyecto. El objetivo de este proyecto es de alimentar 4 motores que requiere la “SPIDER-CAM”, los cuales se alimentaran directamente desde la subestación “B”, desde un interruptor termomagnético derivado que se colocara en el Tablero General de Emergencia “TGE”, ubicado en dicha subestación. Para los motores a instalarse se requiere un Voltaje de 440 Volts con una Potencia de 15 H.P., el Voltaje que nos da el TGE es 220/127 V. por lo cual requerimos de un transformador elevador que nos dé el Voltaje que requieren los motores a instalarse. Las distancias que recorrerán los alimentadores serán muy largas, y esto provoca una caída de tensión (e%) el cual debemos evitar, ya que este nos puede afectar en el funcionamiento de los motores. En este proyecto mediante cálculos eléctricos y tomando como referencia la carga que demandan dichos motores, se determinara: Protecciones: 

Del Transformador lado primario.



Del Transformador lado secundario



Tablero Principal de los motores



De Motores. Calibre de Alimentadores:



De TGE a Transformador.



De Transformador a Tablero Btpower.



De Tablero a cada uno de los motores. Canalizaciones.



De Alimentador general



De Derivados INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

129

Capacidad del Transformador. La presente memoria técnica y de cálculo, justifica la elección de equipos y alimentadores para el correcto funcionamiento de la “SPIDER-CAM”. El proyecto se realizo conforme a lo establecido en la Norma Oficial, Mexicana NOM-001-SEDE 2005, relativa a las instalaciones eléctricas destinadas al suministro de energía.

7.4 Actividades realizadas. Los trabajos realizados en este proyecto son los siguientes: Canalización y alimentación a transformador elevador de 150 KVA, de tablero TGE. Canalización y alimentación principal a tablero general de fuerza en cuarto de tableros torre “D”, en gradas columna 41. Canalización y alimentación a 4 motores para desplazamiento de la cámara, en techumbre. Canalización y alimentación a luminarias y contactos de servicio en cuarto de motores y cuarto de control. Canalización y alimentación de supresores de voltaje. Canalización y guiado de para fibra óptica.

7.5 Descripción de la memoria de cálculo, normas y códigos. 7.5.1. Descripción del cálculo. Los cálculos que aquí se muestran son de acuerdo a los lineamientos vigentes en la Norma (NOM-001 SEDE 2005) para instalaciones eléctricas de este tipo. Las canalizaciones proyectadas respetan los factores de relleno y agrupamiento. La selección de los alimentadores son cables de cobre aislado con forro de calibre adecuado para soportar la carga instalada y también reducir la caída de tensión, que es provocada principalmente cuando las distancias de los alimentadores son muy largas. Estos conductores también nos sirven para conectar a tierra física todas las partes metálicas, no conductoras de electricidad, en continuo riesgo de contacto con la misma corriente en uso. La tierra física se conecto al sistema de tierras (existente), que se encuentra en la subestación “B”. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

130

La cuadricula de la malla del sistema eléctrico es de 1.0 x 1.0 mt. a todo lo largo y ancho del cuarto de la subestación “B”, con cable desnudo Calibre 4/0 AWG. Lo que se busca con los sistemas de tierra es: Confiabilidad del sistema y servicio. Seguridad para el personal de operación del sistema. Funcionamiento seguro de los equipos integrados. Facilidad de la operación de las protecciones derivadas. Buena regulación en el sistema, evitando fallas y daños al equipo.

7.5.2 Datos necesarios para el cálculo. 127

Volts.

1F-2H.

220

Volts.

1F-3H.

220

Volts.

3F-3H.

220

Volts.

3F-4H.

274

Volts.

1F-2H.

440

Volts.

1F-3H.

440

Volts.

3F-3H.

440

Volts.

3F-4H.

5% de caída de tensión máxima entre alimentadores y derivados en porcentaje. 75° C., temperatura ambiente en grados centígrados, considerada para el cálculo. Aislamiento, cable tipo THW vinanel 2000, 90° C. de temperatura.

7.5.3 Factores a considerar durante el cálculo de calibres de conductores. a) Que la sección del conductor pueda transportar la corriente requerida, (Art. 210-19 y 310.15). b) Que la temperatura de operación del conductor no dañe el aislamiento del mismo, (Art. 310.10 y 310-13). c) Que la caída de tensión este dentro de lo establecido por Norma, (Art. 210-19).


131

7.5.4 Especificaciones técnicas. Las normas y especificaciones técnicas marcados por la gerencia de Ingeniería Eléctrica de TELEVISA CHAPULTEPEC, para la construcción de la Instalación Eléctrica de la obra “INSTALACIÓN ELECTRICA PARA “SPIDER-CAM”, son las siguientes:

7.5.5 Materiales y mano de obra. Todos los materiales, equipos y accesorios que se instalaron son nuevos y de primera calidad, de los tipos, números de catalogo y marcas aprobadas por la Secretaria de Industria y Comercio y por la Dirección General de Normas, cuando lo solicite el propietario deberán proporcionarse muestras de los materiales, acabados, etc., y estas muestras deberán ser aprobadas antes de que el trabajo sea ejecutado y todo el trabajo deberá ajustarse a dichas muestras. La instalación deberá ser ejecutada por especialistas experimentados, bajo la supervisión de personal competente, el objeto de tener una mano de obra de primera calidad que cumpla con todas las condiciones que rigen para las instalaciones de primera clase en su tipo. A solicitud escrita del propietario, el contratista deberá retirar de la obra, a cualquier trabajador que demuestre incompetencia o falta de cooperación. Los trabajos deberán hacerse con herramientas aprobadas y no se admitirán los trabajos desarrollados con herramientas inadecuadas. Las consideraciones y especificaciones:

a) CONDUCTORES Los cables de energía y distribución son de cobre aislado tipo THW, Vinanel XXI, 600 V. a 90° C, termoplástico resistente a la humedad, al calor, a la propagación de incendio, de emisión reducida de humos, en calibres del 12 hasta 500 kCM., en la marca “CONDUMEX”. El conductor neutro fue ser considerado del mismo calibre y del mismo número de conductores que las fases.


132

b) CANALIZACIONES Charola o canastilla para cables en todas sus medidas con espaciamiento a cada 6 (pulgadas) curvas verticales, horizontales, “T” acoplamientos, etc., se instalaron de la marca “CROSS LINE”. La soportaría de la charola fue unicanal perforado y varilla roscada, tipo columpio, soportados a la estructura de ángulo, ubicada en la techumbre del Estadio. c) TABLEROS. Tableros generales de emergencia. (Existente en Subestación “B”). Tablero de distribución tipo “Btpower” con interruptor general. d) INTERRUPTORES. Interruptor Termomagnético, tipo Compact NSX, marca Merlin Gerin. Protección primaria de Transformador, 3X400 A. o

Interruptor Termomagnético en gabinete Nema 1 cat. J250SMX, marca SQUARE´D. Protección secundaria de Transformador, 3X200 A. Interruptor Termomagnético General de Tablero “Btpower”. Protección general de “Btpower”, 3X200 A. Interruptor Termomagnético en “Btpower”. Derivados de “Btpower”, 3X40 A. Interruptor Termomagnético, en gabinete Nema 1 cat. H150SMX, marca SQUARE´D Protección de motores 3X40 A. Supresor de Transitorios para Tablero “Btpower”. o

o

o

o


133

e) TRANFORMADOR. Transformador eléctrico de aislamiento factor K20, marca “Voltran”, tipo seco, tensión primaria de 220/127 V. conexión estrella, tensión secundaria de 440/254 V. conexión estrella. A 60 C.P.S. 3 Fases. Factor K20 para eliminar 100% de cargas no lineales con pantalla electrostática entre los devanados y neutro reforzado al 200%. Bobinas de alta y baja tensión impregnadas con barniz aislante.

7.5.6

Consideraciones especiales en áreas técnicas. La conexión a tierra física, se realizo de la malla del sistema de tierra existente que se ubica debajo de la subestación “B”, para la conexión a tierra de las partes metálicas no conductores de corriente de los equipos. El cable sobre canalizaciones de charola se fijo por paquetes de fase, neutro y tierra física. Se prohíbe la utilización de grasas o aceites, para el cableado. No se instalaran los conductores sino hasta que las canalizaciones hayan sido inspeccionadas y aprobadas por la Gerencia Eléctrica. Todos los conductores deberán ser continuos de caja a caja de registro, sin emplearse conexiones dentro de las tuberías. Las especificaciones anteriores se han realizado en base a experiencias, en diferentes obras y/o remodelaciones, por lo que cualquier duda o aclaración se vera con la Gerencia de Ingeniería Eléctrica, “TELEVISA, S.A. de C.V.” Chapultepec.


134

7.5.6.1 Formulas y tablas empleadas. Para la selección de los alimentadores, se emplearon las siguientes expresiones:

SECCIÓN TRANSVERSAL mm2

CORRIENTE I

1F-2H.

1F-3H.

3F-3H.

3F-4H.

2F.

I =

I =

I =

I =

W En × Cos φ

W

2 × En × Cos φ

W

1 . 73 × Ef × Cos φ

W

1 . 73 × Ef × Cos φ

I =

s =

s =

s =

s =

4 × L × I En × e %

2 × L × I En × e %

2 × L × I En × e %

2 × L × I En × e %

CAÍDA DE TENSIÓN e%

e% =

e% =

e% =

e% =

4 × L × I S × En

2 × L × I S × En

2 × 1.73 × L × I S × Ef

2 × 1.73 × L × I S × Ef

W Ef × Cos φ

Para comprobar la caída de la tensión (V), en base a la sección transversal del conductor.

e=

0.0175 × L × I × 2 S


135

Para un alimentador con 2 o más motores.

I = 1.25 I motor mayor +

∑ Inpc a los otros motores

Para la protección general de 2 o más motores.

La protección del motor mayor +

∑ Inpc de los demás motores

Donde:

I W

=

La corriente en conductor en Amperes.

=

Potencia en Watts.

Cos φ

=

Factor de potencia (se considera 0.85).

En Ef S L e% e

=

Voltaje entre fase y neutro en Volts.

= = =

Voltaje entre fase y fase en Volts. Sección del conductor en mm . Longitud del conductor en metros.

= =

Caída de tensión en % (menor del 3%). Caída de tensión en Volts.


136

La selección de los alimentadores, fue basada en la siguiente tabla: TABLA 7.5.6.2 (NOM-001 SEDE 2005 (310-17).- Capacidad de conducción de corriente (A) permisible para cables mono conductores aislados de 0 a 2 000 V nominales, al aire libre y a temperatura ambiente de 30 °C Tamaño o Designación Temperatura nominal del conductor (ver tabla 310-13) 60 °C 75 °C 90 °C 60 °C 75 °C 90 °C mm2 AWG TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS O TW* RHW*, MI, RHH*, UF RHW*, RHH*, kcmil THHW*, RHW-2, XHHW* RHW-2, THW*, THHN*, XHHW*, THW-LS*, THHW*, XHHW-2 THWN*, THW-2*, XHHW*, THW-LS*, USE THWN-2*, XHHW*, XHHW-2, USE-2 FEP*, FEPB* COBRE ALUMINIO 0,824 18 ----18 ------1,31 16 ----24 ------2,08 14 25 30 35 ------3,31 12 30 35 40 ------5,26 10 40 50 55 ------8,37 8 60 70 80 ------13,3 6 80 95 105 60 75 80 21,2 4 105 125 140 80 100 110 26,7 3 120 145 165 95 115 130 33,6 2 140 170 190 110 135 150 42,4 1 165 195 220 130 155 175 53,5 1/0 195 230 260 150 180 205 67,4 2/0 225 265 300 175 210 235 85,0 3/0 260 310 350 200 240 275 107 4/0 300 360 405 235 280 315 127 250 340 405 455 265 315 355 253 500 515 620 700 405 485 545 507 1 000 780 935 1 055 625 750 845

7.6 Desarrollo del cálculo. a) Resumen de cargas

MOTOR 1

MOTOR 2

MOTOR 3

MOTOR 4

H.P.

15

15

15

15

KW

11.190

11.190

11.190

11.190

CORRIENTE (AMPERES)

21

21

21

21

UBICACIÓN

COLUMNA 26

COLUMNA 42

COLUMN A 59

COLUMN A9

DISTANCIA (METROS)

245

42

290

498

**NOTA: Los motores requieren una alimentación: Trifásica en 440 V. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

137

i.

Cálculo de los KW (Kilowatts): 1 H . P . = 746 Watts

Entonces:

15 H . P . × 746 Watts

= 11 ,190 Watts

= 11.190 KW. ii.

Cálculo de la Corriente (Amperes) I =

H . P . × 746

1 . 73 × Ef × N × Cos φ

(1 . 25 )

** 1.25 = Factor de Arranque. Sustituyendo valores:

I =

15 × 746 1 . 73 × 440 × 1 × 0 . 85

(1 . 25 ) =

11 ,190 647 . 02

(1 . 25 ) = 17 . 29 (1 . 25 ) = 21 Amperes

I = 21 Amperes. b) Cálculo de trasformador.

Se requiere un Transformador que eleve el Voltaje de 220/127 V. que nos proporciona el Tablero General de Emergencia, a un Voltaje de 440/254 V. el cual requieren nuestro motores, este se ubicara en la Subestación “B”. La selección de transformador es en base a la carga instalada. Fórmula para determinar KVA del Transformador:

KVA =

Carga Instalada

=

F.P.

=

KW

F .P. Donde: 4 Motores de 11.190 KW. 0.85 Sustituyendo valores:

KW = 11.190KW × 4 = 44.76 KW KVA =

44.76 0.85

= 52.66

Se instalara un Transformador de 150 KVA, con la finalidad de permitir conectar circuitos a futuro a este transformador, sin la necesidad de remplazarlo. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

138

c) Protección del Transformador del lado primario.

Fórmula para calcular la corriente máxima del lado Primario. I =

KVA ×1000

3 × V primario

Sustituyendo valores: I =

150 ×1,000 1.73 × 220

=

150,000 381.05

= 393.6

I = 394 Amperes Por lo tanto se requiere de una Protección de 3X400 A. Esta Protección se instalara en el Tablero General de Emergencia (TGE), ubicado en la Subestación “B”. d) Cálculo del alimentador del lado primerio. De acuerdo a la Tabla 310-17 de la Norma (NOM-001 SEDE 2005) y a la Protección, el calibre del Alimentador seria de:

I = 394 Amperes Cable en charola al aire a 75º C. 250 kcmil, en charola a 75º C = 405 Amperes 405 Amperes > 394 Amperes (al 100% del transformador) Por lo cual queda protegido el alimentador con el Interruptor.

Por lo que se tendrá:

1

-

250

Por Fase

1

-

250

Neutro

1

-

1/0

Tierra Física (T.F.)

Conociendo que el conductor a utilizar es calibre 250 kcm, que tiene una sección transversal (S) de 127 mm 2 y se tiene una longitud de 15 Mts. Desde el Tablero General de Emergencia (TGE) hasta el Transformador de 150 KVA, determinamos la caída de tensión (e%) del alimentador el cual debe de ser menor del 3%. INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

139

e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef

Sustituyendo valores:

e% =

2 × 1.73 × 15 × 394 127 × 220

=

20,472.8 27,940

= 0.73

e % = 0.73% < 3% Por lo tanto nuestro alimentador de 250 kcm es el adecuado. e) Protección del Transformador del lado secundario.

Fórmula para calcular la corriente máxima del lado secundario. I =

KVA×1000

3 × V sec undario

Sustituyendo valores: I =

150 × 1,000 1.73 × 440

=

150,000 761.2

= 197 Amp.

Por lo tanto se requiere de una Protección de 3X200 A. Esta Protección se instalara a la salida del Transformador, en la Subestación “B”. f) Cálculo del alimentador del lado secundario. Debido a que la distancia de alimentación entre el Transformador y el Tablero Btpower es muy grande, se propone que el calibre del alimentador sea de 250 kcmil, con el fin de reducir la caída de tensión.

I = 197 Amperes. Cable en charola al aire a 75º C. 250 kcmil, en charola a 75º C = 405 Amperes. 405 Amperes > 197 Amperes Por lo cual queda protegido el alimentador con el Interruptor.

Por lo que se tendrá: 1

-

250

Por Fase

1

-

250

Neutro

1

-

1/0

Tierra Física (T.F.)


140

Conociendo que el conductor a utilizar es calibre 250 kcmil, que tiene una sección transversal (S) de 127 mm 2 y se tiene una longitud de 193 Mts. Desde la protección del Transformador del lado secundario que se ubicara en la subestación “B” hasta el tablero Btpower que se ubicara en la techumbre del Estadio Azteca, determinamos la caída de tensión (e%) del alimentador el cual debe de ser menor del 3%.

e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef


e% =

2 × 1.73 × 193 × 197 127 × 440

=

131,704.7 55,880

= 2.35

e % = 2.35% < 3% Por lo tanto nuestro alimentador de 250 kcm es el adecuado. g) Protección General del Tablero “Btpower”.

Fórmula para calcular la corriente máxima del lado secundario. I =

KVA×1000

3 × V sec undario


I =

150 × 1,000 1.73 × 440

=

150,000 761.2

= 197 Amp.

Por lo tanto se requiere de una Protección de 3X200 A. Esta será la Protección General del Tablero “Btpower” que se ubicara en la techumbre del Estadio Azteca. Prácticamente se empleo el mismo cálculo que determina la protección del lado secundario; ya que el Transformador de 150 KVA, solo alimenta este Tablero.


141

h) Protección de los Motores. Características de los Motores: Voltaje = 440 Volts (3 Fases) H.P. = 15 Corriente = 21 Amperes Con base a la corriente de los Motores, estos llevaran una protección de:

Interruptor Termomagnético de 3X40 A. Aparte de esta Protección; todos los motores llevan un Fusible con retardo de tiempo y doble elemento, el cual será de 30 Amperes. i)

Calculo del alimentador de cada Motor. a. Motor 1. Voltaje. Corriente. Protección. Fusible con retardo de tiempo. Distancia. Calibre. Sección transversal.

=

440 Volts (3 Fases)

= =

21 Amperes 3X40 Amperes

=

30 Amperes.

= =

217 Metros. 2 AWG

=

33.62 mm2

Determinamos la caída de tensión (e%) del alimentador el cual debe de ser menor del 2%.

e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef

Sustituyendo valores: e% =

2 × 1.73 × 245 × 21 33.62 × 440

=

17,801 14,793

= 1.20

e % = 1.20% < 2% Por lo tanto nuestro alimentador de 2 AWG es el adecuado.


142

b. Motor 2.

Voltaje. Corriente. Protección. Fusible con retardo de tiempo. Distancia. Calibre. Sección transversal.

= =

440 Volts (3 Fases) 21 Amperes

=

3X40 Amperes

=

30 Amperes.

= =

41 Metros. 4 AWG

=

21.15 mm2


e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef


e% =

2 × 1.73 × 42 × 21 21.15 × 440

=

3,051 9,306

= 0.32

e % = 0.32% < 2% Por lo tanto nuestro alimentador de 4 AWG es el adecuado. c. Motor 3.


= = =

440 Volts (3 Fases) 21 Amperes 3X40 Amperes

=

30 Amperes.

=

290 Metros.

=

2 AWG

=

33.62 mm2


143


e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef


e% =

2 × 1.73 × 290 × 21 33.62 × 440

=

21,071 14,793

= 1.42

e % = 1.42% < 2% Por lo tanto nuestro alimentador de 2 AWG es el adecuado. d. Motor 4.


=

440 Volts (3 Fases)

= =

21 Amperes 3X40 Amperes

=

30 Amperes.

= =

498 Metros. 1/0 AWG

=

53.48 mm2


e% =

2 × 1.73 × L × I S × Ef


e% =

2 × 1.73 × 493 × 21 53.48 × 440

=

35,821 23,531

= 1.52

e % = 1.52% < 2% Por lo tanto nuestro alimentador de 1/0 AWG es el adecuado.


144

7.7 Diagrama unifilar.


145

7.8 Conclusiones y recomendaciones. De acuerdo a los cálculos aquí realizados, teóricamente los equipos y alimentadores seleccionados son los idóneos para el correcto funcionamiento de los motores para la cámara “SPIDER-CAM”. Sin embargo todas las instalaciones eléctricas están expuestas a factores externos que afecten su funcionamiento, estos se pueden reducir más no evitar; con el apropiado mantenimiento preventivo. El mantenimiento preventivo es una serie de actividades planificadas que se realizan periódicamente las cuales permiten detectar puntos débiles en las instalaciones y así corregir los problemas menores antes de que estos provoquen fallas, con el fin de aumentar la vida útil de las instalaciones y equipos, y así disminuir el costo de reparación en caso de ser necesario.

Se recomienda hacer un mantenimiento preventivo periódico trimestral (cada 3 meses) llevando un control (bitácora) de las actividades que se realizaron y de las fechas en que fueron realizadas. Entre las actividades principales que se recomiendan realizar son: Evaluación de: Equipos, Canalizaciones, Conductores, Terminales, etc. Limpieza en: Equipos, Canalizaciones, Conductores, Terminales, etc. Reajuste de terminales (Re-apriete de Tornillería). Toma de lecturas de Amperaje y Voltajes.

SPIDERCAM


146

CAPITULO 8 Sistema de pararrayos. 8.1 Objetivos de un estudio. PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS. El objetivo básico de un estudio de sistemas de pararrayos consiste en definir un proyecto que permita construir las instalaciones eléctricas para protección razonablemente confiable contra descargas atmosféricas, los planos deberán mostrar la ubicación y las principales características de dispositivos, los dibujos se deberán representar con el suficiente detalle que permita su interpretación en campo y la adecuada construcción, adicionalmente, se deberán respetar las especificaciones de las Normas obligatorias en el lugar de la instalación, así como las preferencias del usuario.

8.2 Bases teóricas para el cálculo. Para la protección contra descargas atmosféricas hay dos principios básicos, 1. El principio del mástil según Franklin. 2. El principio de la jaula electrostática según Faraday. MÁSTIL DE FRANKLIN. El principio de Franklin establece que la distancia más cercana entre una carga electrostática de origen atmosférico residente en las nubes y la superficie terrestre será de manera indudable el punto más alto de una zona geográfica. Bajo este principio, al erigir un mástil, la punta de este se convierte en un receptor de descargas atmosféricas, las cuales pueden ser canalizadas a tierra de forma segura sin daño para el inmueble o personas dentro de un cono virtual donde la punta es la misma punta del mástil, y su radio es aproximadamente dos tantos de la altura del mástil. Se presta a suponer que entre mas alto sea un mástil mas grande será el cono virtual de protección, sin embargo, varios autores difieren de este concepto. Se deberá tener presente que en caso de daño de un único mástil durante una tormenta, automáticamente se desvanece la protección.

En 1752, Benjamín Franklin realizó el siguiente experimento. Remontó un barrilete en una tormenta con un hilo mojado para conducir la electricidad. Él sostenía un tramo de hilo seco. El barrilete con una punta metálica y una llave cerca del extremo, estaba sometido a un campo eléctrico, el cual provocaba un movimiento de cargas desde la nube hacia la tierra, donde estaba Franklin registrando pequeñas descargas. Con este experimento se empezaron a crear los primeros pararrayos. El pararrayos es un dispositivo usualmente acabado en punta que excita la aparición de la guía. Esto se debe a que en un objeto puntiagudo, el campo eléctrico es tan intenso que durante una tormenta se inicia una descarga desde la punta que busca la guía. El rayo tiende a caer en esa punta. Por lo tanto, si se produce el rayo, las cargas recorrerán el camino más corto y fácil, que es el que conduce el pararrayos. Como éste está conectado a tierra, el rayo se descarga sin causar daño, (figura 8.1).


147

Figura 8.2.1 Principio de Franklin. Las partes principales más frecuentes de un pararrayos son: Un elemento receptor de la descarga : Son las puntas de protección acondicionadas de acuerdo a un proyecto previo y que están capacitadas para recibir una descarga atmosférica. La punta está recubierta de wolframio (punto de fusión 3650°C) con el fin de soportar las altas temperaturas que produce el rayo al caer.

a) Puntas (de los diversos tipos). b) Bases. c) Niveladores. Un elemento conductor a tierra: Es la red de cables que tienen por objeto transportar la corriente de la descarga por el camino más seguro y de muy baja resistencia, hacia los electrodos de dispersión a tierra.

a) b) c) d) e)

Cables (los diversos tipos de cables). Abrazaderas para cables. Elementos de fijación. Desconectadores de tierra. Protección de bajadas. Un elemento dispersor a tierra : Son los también llamados electrodos de tierra y nos procuran un óptimo contacto con el terreno a proteger y tienen como objetivo disipar la energía de la descarga en tierra. Este elemento del sistema es la base del mismo, ya que de no estar diseñado y ejecutado con resistencias y ubicación adecuadas, no se logran resultados satisfactorios.

Los pararrayos se pueden clasificar en: Tipo Franklin: se basa en la teoría del “efecto punta”, es decir, que las cargas se acumulan en las partes puntiagudas de un conductor y los campos eléctricos son más intensos allí. Por lo tanto, las descargas eléctricas se dirigen a la punta del pararrayos, el punto más alto. El sistema está formado por las partes anteriormente descriptas. La zona de cobertura es un cono, cuya base tiene un radio igual a la distancia desde tierra a la punta del pararrayos (A=R).


148

R A

R

Figura 8.2.2 Tipo Franklin

Figura 8.2.3 Tipo Franklin

8.3 Las tecnologías actuales de pararrayos. 8.3.1 Pararrayos puntas Franklin. A) Analicemos algunos principios básicos. 1. Características básicas. Son electrodos de acero o de materiales similares acabados en una o varias puntas, denominados Punta Franklin, no tienen ningún dispositivo electrónico ni fuente radioactiva. Su medida varía en función del modelo de cada fabricante, algunos fabricantes colocan un sistema metálico cerca de la punta para generar un efecto de condensador.

2. Su principio de funcionamiento. Durante el proceso de la tormenta se generan campos eléctricos de alta tensión entre nube y tierra (Figura 8.3.1). Las cargas se concentran en las puntas más predominantes a partir de una magnitud del campo eléctrico (Figura 8.3.2). Alrededor de la punta o electrodo aparece la ionización natural o efecto corona, resultado de la transferencia de energía. Este fenómeno es el principio de excitación para trazar un canal conductor que facilitará la descarga del fenómeno rayo (Leader). INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

149

Figura 8.3.1

Figura 8.3.2

En función de la transferencia o intercambio de cargas, se pueden apreciar, en la punta del pararrayos, chispas diminutas en forma de luz ,ruido audible a frito, radiofrecuencia, vibraciones del conductor, ozono y otros compuestos efecto corona (Figura 8.3.3). Este fenómeno arranca una serie de avalancha electrónica por el efecto campo, un electrón ioniza un átomo produciendo un segundo electrón, éste a su vez junto con el electrón original puede ionizar otros átomos produciendo así una avalancha que aumenta exponencialmente. Las colisiones no resultantes en un nuevo electrón provocan una excitación que deriva en el fenómeno luminoso. A partir de ese momento, el aire cambia de características gaseosas al límite de su ruptura dieléctrica (Trazador o canal ionizado) (Figura 8.3.4). El rayo es el resultado de la saturación de cargas entre nube y tierra, se encarga de transferir en un instante, parte de la energía acumulada; el proceso puede repetirse varias veces.

Figura 8.3.3

Figura 8.3.4

3. El objetivo de estos pararrayos atrae-rayos es proteger las instalaciones del impacto directo del rayo, excitando su carga y capturando su impacto para conducir su potencial de alta tensión a la toma de tierra eléctrica. Se conocen casos en los que parte del pararrayos ha desaparecido a causa del impacto, que superó los 200,000 Amperes.

8.4 Jaula de Faraday. El principio de Faraday establece que el material encerrado dentro de una envolvente de material conductor cuando este conductor es conectado a tierra, el material encerrado queda libre de interferencias electromagnéticas y que cualquier fenómeno eléctrico, por intenso que sea, no causara ningún efecto en el interior de la envoltura, ya que esta sirve como pantalla o blindaje del interior. El efecto esperado consistirá en que las corrientes eléctricas causadas por cargas electrostáticas externas tenderán a circular por el material conductor de la periferia sin daño o afectación a los


150

elementos encerrados dentro de este espacio y que no circularan corrientes eléctricas dentro de dicho volumen encerrado. Bajo este principio, al recubrir una edificación de una malla de material conductor, las corrientes eléctricas de origen atmosférico tenderán a circular por estos conductores en el exterior del edificio y pueden ser canalizadas a tierra de forma segura sin daño del inmueble o personas dentro de este blindaje. Esta protección es exclusiva para el volumen encerrado dentro del blindaje y deberá contar con un drene efectivo de corrientes a tierra. Se deberá tener presente que la construcción de una jaula perfecta representa una inversión sumamente elevada. Recientemente se ha aceptado la clasificación de dos tipos de sistemas de protección:

8.4.1 Sistemas pasivos. Los sistemas pasivos son aquellos en los que por su sola ubicación con relación al suelo y a la fuente de carga electrostática atmosférica provocan una ionización en una punta y atraen cargas de signo opuesto, se instalan para recibir descargas eléctricas atmosféricas, dentro de esta clasificación entran puntas de descarga convencionales, puntas de “punta múltiple”, puntas con toroides, puntas elevadas macizas, hilos de guarda y otros medios semejantes.

8.4.2 Sistemas activos. Los sistemas activos son aquellos que generan carga eléctrica y continuamente están “bombardeando” a la atmósfera con iones, los cuales se pretende que repelan o neutralicen a las cargas electrostáticas atmosféricas, esto en teoría provoca la cancelación de descargas o minimización de la energía descargada, durante algún tiempo se construyeron puntas con núcleo radioactivo como fuente iónica pero por el riesgo que entraña su mantenimiento y potencial efecto contaminador actualmente están prohibidos, recientemente se desarrollaron elementos con partes piezoeléctricas que por la sola agitación de corrientes de aire crean presiones internas que bastan para generar potenciales eléctricos, aunado a este efecto generador se aprovechó el principio del vénturi para crear corrientes ascendentes de aire, con lo cual se ha logrado un efectivo “bombardeo iónico” a la atmósfera, dentro de esta clasificación se encuentran prácticamente todas las puntas de protección europeas.

8.4.3 Estado del campo. En México existen algunas normas de cumplimiento obligatorio, que establecen la obligatoriedad de contar con protección contra descargas atmosféricas para algunos tipos de edificaciones, principalmente donde existen materiales inflamables o explosivos, sin embargo, no establecen el método aceptado y por lo mismo queda ambigua la aplicación de algún principio técnico. Desde un punto de vista estrictamente legal no existe una reglamentación o normatividad especifica para este tipo de instalaciones. En otros países con un grado de desarrollo tecnológico mas avanzado si existe reglamentación especifica de cumplimiento obligatorio. Por lo anterior, en México es opcional el uso de uno u otro método, sin embargo, por seguridad, es recomendable que cuando se instale un sistema de protección contra descargas atmosféricas la selección no se base exclusivamente en el costo de las puntas, en su lugar se debe seleccionar el sistema de preferencia del usuario pero que aplique de manera adecuada y completa alguna de las normas que se han desarrollado en otros países. Por cercanía geográfica, en México es fácil acceder a la reglamentación de los Estados Unidos de Norteamérica (USA), donde se aplica la publicación 780 de la N. F. P. A. (National Fire Protection Association) denominada “Lightining Protection Cod e”. Esta norma técnica desarrollada desde 1904 y periódicamente actualizada, aplica de manera simultánea los dos principios conocidos, establece el uso de puntas de descarga para atracción de cargas electrostáticas y al mismo tiempo obliga a la INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

151

construcción de una malla formada por cables en todo el contorno del edificio, establece calibres mínimos, el espaciamiento máximo de los cables que forman la malla y las características de los electrodos para drene a tierra. La normativa americana se basa primordialmente en métodos pasivos y la combinación de principios de Franklin y de Faraday. En la unión de países europeos, el desarrollo tecnológico referido a protección contra rayos se inclina por aplicar el principio de Franklin, al paso del tiempo se unificaron criterios en la llamada unión Europea y de común acuerdo, en 1990, se publico la Norma Internacional CEI/IEC 1024-1, “Protección de Estructuras Contra Rayos”. En esta Norma se aclara que un sistema de pararrayos no puede prevenir la formación de rayos y que ningún sistema puede garantizar de manera absoluta la protección de estructuras, sin embargo, asegura que el seguimiento de sus recomendaciones puede minimizar los riesgos por estos fenómenos. El desarrollo tecnológico mas reciente se refleja en la Norma Francesa NF-C-17-102 “Protección de las estructuras y de las zonas abiertas contra él Rayo mediante pararrayos con dispositivo de cebado”, publicada en Francia el 5 de junio de 1995. La normativa europea se basa primordialmente en métodos activos y el principio de Franklin. Principios básicos de aplicación de la NF-C-17-102.

En la azotea del edificio y las áreas más altas, se deberán instalar puntas de pararrayos, con dispositivo de cebado. Dependiendo de la altura y características del edificio a proteger se define el grado de riesgo y en función de este grado, se deberá seleccionar la capacidad ionizante y el material del pararrayos, los accesorios y el calibre del conductor. El procedimiento para esta selección de pararrayos, toma como base la altura del edificio y el grado de protección con el que se deberá contar y así poder determinar los diferentes radios de protección con los que se contarán. Cabe aclarar que se aceptan tres niveles de protección, el Nivel I se aplica para construcciones de alto riesgo por almacenar sustancias explosivas o fácilmente inflamables, que alojan contenidos de alto valor o que requieren protección especial por aglomeración de personas. El Nivel II se aplica para condiciones menos severas y el Nivel III para edificaciones regulares, de bajo riesgo, pocas personas o contenido de valor fácilmente recuperable. Para determinar el radio de protección de una determinada punta con cebador, es indispensable conocer la frecuencia y cantidad de descargas en la zona geográfica del inmueble a proteger, también se debe considerar el material de construcción del inmueble, el grado de riesgo de inflamabilidad o explosión de su contenido, el valor del contenido, las facilidades para una rápida y segura evacuación de personas y la necesidad de que el inmueble continué en operación aun y cuando se presenten fenómenos severos. Una vez seleccionado el tipo de punta a emplear y ya calculado el radio de protección, se ubican de manera preliminar diversas puntas que se toman como origen y se trazan áreas virtuales de cobertura en cada nivel a proteger de tal manera que no queden sitios o zonas desprotegidas, este proceso generalmente es gráfico e iterativo. Una vez seleccionado el sitio de ubicación de puntas, se deben instalar bajantes de pararrayos, dependiendo de la altura del edificio, estos podrán contar con una sola bajante cuando la distancia vertical es igual o menor de 28 metros y el recorrido horizontal es sensiblemente inferior de 28 metros; cuando la distancia vertical es mayor de 28 metros o la distancia horizontal es mayor que la distancia vertical, se deberán instalar dos bajantes. Los cables deberán correr libre de daño mecánico, en caso de cambios de dirección las curvas deberán ser suaves y tener un radio de curvatura igual o mayor de 20 centimetros.

8.5 Método de Wenner o de los cuatro puntos. Para efectuar la medición de resistividad del suelo es necesario hacer circular una corriente por el mismo, el método más usual es el de Frank-Wenner denominado también método de los 4 electrodos, el equipo de medición utilizado es el medidor de Resistencia de Tierra.


152

El método de los 4 puntos de Wenner, es la técnica más utilizada comúnmente para medir la resistividad del suelo. Consiste básicamente en 4 probetas enterradas dentro de la tierra a lo largo de una línea recta, a igual distancia A de separación, enterradas a una profundidad B. El voltaje entre los dos electrodos interiores de potencia es medido y dividido entre la corriente que fluye a través de los otros dos electrodos externos para dar un valor de resistencia mutua R en Ω. Existen 2 variaciones de este método: a) Electrodos igualmente espaciados o arreglo de Wenner. Con este arreglo, los electrodos están igualmente espaciados como se muestra:

C P P C Figura 8.5.1 Arreglo de electrodos para el Método de Wenner para la medición de la resistividad.

A = Separación entre varillas adyacentes en m. B = Profundidad de los electrodos en m. C = Electrodo de corriente. P = Electrodo de potencial. Si la relación a/b es menor a 20 entonces se utilizará la siguiente formula para calcular la resistividad del terreno. 4π AR

ρ = 1+

2 A 2 2 + 4 B 2

−

A A 2 + B 2

Formula (1)

Donde:

= A = B = R =

ρ

Resistividad en Ω-m. Separación entre electrodos adyacentes en m o bien en cm. Profundidad de los electrodos en m o en cm. Lectura del medidor en Ω.

Si “A” y “B” se miden en cm o en m y la resistencia R en Ω, la resistividad estará dada en Ω-cm o en Ω-m respectivamente.


153

Si la longitud “B” es mucho menor que la longitud “A”, es decir cuando la relación A/B sea mayor o igual a 20, puede suponerse B=0 y la fórmula se reduce a: ρ = 2π AR

Formula (2)

Con estas fórmulas se obtiene la resistividad promedio del terreno, también conocida como resistividad aparente.

8.6 Evaluación de riesgo. De acuerdo a la siguiente guía se evaluara el peligro de que una construcción pueda ser dañada por descargas atmosféricas.

8.6.1 Evaluación del índice del riesgo, la damos en la Tabla 8.6.1.1 Tabla 8.6.1.1 Valor del riesgo R (R) Valor Grado de riesgo 0-2 Poco 2-3 Normal 3-4 Normal Alerta 4-7 Preocupante Más de 7 Severo

El valor ( R ) lo obtenemos con la siguiente fórmula:

R =

A + B + C + D + E F

Formula (3)

De donde: R = Valor del Riesgo. A = Tipo de la Construcción. B = Tipos de Materiales de la Construcción. C = Localización de la estructura “localización relativa” D = Localización de la estructura en la topografía del terreno. E = Contenido y ocupación de la estructura. F = Incidencia atmosférica, nivel isoceraúnico.


154

8.6.2 A = Tipos de la Construcción. (Figura “A”) Tipo de extensión y altura, varios de la construcción.  

Residencia particular familiar de hasta 465 M Residencia particular familiar de más de 465 M

1 2

Residencias, oficinas, edificios de hasta 15 mts. de altura.               

Con extensión de hasta 2323 M de terreno. Con extensión de más de 2323 M de terreno. Residencias, oficinas, edificios de 15 a 23 m. de altura. Residencias, oficinas, edificios de 23 a 46 m. de altura. Residencias, oficinas, edificios de 46 m. o más. Edificios de servicios municipales, bomberos, policía, agua. Hangares y aeropuertos. Centrales generadoras, distribuidoras de energía eléctrica, Centrales telefónicas, comunicaciones, TV, etc. Tanques elevados de agua y torres de enfriamiento. Bibliotecas, museos, monumentos históricos, etc. Lugares de reunión pública, tales como; escuelas, iglesias, Teatros, estadios, etc. Campo de golf y otros espacios para juego.

3 5 4 5 8 7 7 8

Estructuras delgadas, tales como: chimeneas, campanarios De iglesias, control de torres, faros, etc. Hospitales, casas de asistencia, asilos de ancianos, etc. Bodegas y almacenamiento de materiales peligrosos.

10

8 8 9 9

10 10

A.- TIPOS DE EXTENSIÓN ALTURA VARIOS DE LA CONSTRUCCIÓN.

FIGURA “A” INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

155

8.6.3 B = Tipos de materiales de la construcción.

(Figura “B”)

Metal continúo eléctricamente. MATERIALES DE LA ESTRUCTURA MATERIALES DEL TECHO No metálico que no sea madera sino similar. Madera Composición Metal no continuo Metal continuo eléctricamente Madera Madera Composición Metal no continuo Metal continuo eléctricamente Hormigón armado Madera Composición Metal no continuo Metal continuo eléctricamente Estructuras metálicas Madera Composición Metal no continuo Metal continuo eléctricamente NOTA: En los materiales de techo tipo Composición incluye: asfalto, alquitrán, azulejo, pizarra, etc.

5 3 4 1 5 3 4 2 5 3 4 1 4 3 3 1

B.- TIPOS DE MATERIALES DE LA CONSTRUCCIÓN.

MADERA

CONCRETO

ACERO

FIGURA “B”


156

8.6.4 C = Localización de la estructura “Localización relativa” (cuando existen grupos de edificios en la zona). (Figura “C”) ESTRUCTURAS ALTAS (MAS DE 23 M2) 

Estructuras pequeñas aéreas de terreno de menos de 929 M

1



Estructuras grandes aéreas de terreno de más de 929 M .

2

ESTRUCTURAS BAJAS ( HASTA 23 M ) 

Estructuras pequeñas aéreas de terreno de menos de 929 M . Estructuras grades aéreas de terreno de más de 929 M . Estructuras que se extiendan hasta 15.2 M sobre construcciones o terrenos adyacentes. Estructuras que se extiendan más de 15.2 M sobre construcciones o terrenos adyacentes. C.- LOCALIZACIÓN DE LA ESTRUCTURA.

4 5 7 10

FIGURA “C”

8.6.5 “D”)

D = Localización de la estructura en la topografía del terreno (Figura Sobre el terreno plano. Sobre ladera. Sobre cumbre de una colina Sobre montaña.

1 2 4 5

FIGURA “D”


157

8.6.6 E = Contenido y ocupación de la estructura (Figura “E”) Materiales no combustibles (vacía).

1

Residencias amuebladas (comunes). Establo y cuencas lecheras. Estancias con menos de 50 personas. Residencias de materiales combustibles. Estancias con más de 50 personas. Estancias con gran concentración de material y equipo.

2 3 4 5 6 7

Resistencias.

Estancias con servicios de emergencia.

Policía, bomberos, teléfonos, etc. Estancias, asilos, hospitales, etc. Estancias que almacenan flamables, hidrógeno, etc. Estancias que albergan equipo muy delicado o sensible. Estancias que albergan artículos de contenido histórico (Museos). Estancias que albergan productos explosivos e ingredientes de alto riesgo.

8 8 8 9 10 10

FIGURA “E” EL CONTENIDO Y OCUPACION


158

8.6.7 F = Incidencia atmosférica e índice isoceraúnico. NOTA: Para obtener estos datos, consulte el estudio de climas editado por el Instituto de Geografía de la UNAM para cada localidad, que se titula Precipitación y probabilidad de la lluvia en la Republica Mexicana y su evaluación. Normalmente la distribuye la Secretaria de Programación y Presupuesto.

Índice isoceraúnico 0-5 9 6-10 8 11-20 7 21-30 6 31-40 5 51-50 4 51-60 3 61-70 2 Más de 70 1

Estas recomendaciones de NFPA, para evaluación de riesgos, son de un valor inapreciable, para responder a las preguntas de arquitectos, ingenieros, constructores y otros de si una construcción debe ser protegida contra descargas atmosféricas tomamos en consideración, materiales, tipo de ocupación y la seguridad que se debe dar a la misma. Llevando esta forma tabular obtendremos el resultado. Tabla # 8.6.7.1 Para evaluar el riesgo de incidencia de rayo. FECHA

CONCEPTO

ESTADIO A.

TIPO A

TIPO B

9

TIPO C

TIPO D

TIPO E

TOTAL F

4

1

6

5

3

RIESGO

4.5

Sustituyendo los valores de la tabla #8.6.1 en la formula (3) tenemos que: R =

9 + 3 + 4 +1+ 6 5

=

23 5

= 4.5


159

En la tabla # 1 podemos observar que el valor de R nos indica que es preocupante, esto quiere decir que se requiere forzosamente colocar un sistema de pararrayos, por lo que ahora se requiere conocer el nivel de protección.

8.7 Procedimiento para análisis y selección. Dependiendo de la altura y características del edificio a proteger se define el grado de riesgo y en función de este grado, se deberá seleccionar las puntas de descarga, accesorios y el calibre del conductor. Clasificación General 1. Basada en la altura de los edificios. 2. Basada en la pendiente de los techos. Subdivisiones. La clasificación basada en la altura de las construcciones considera dos tipos diferentes: a) Edificios de Clase I b) Edificios de Clase II Un edificio clase I es todo edificio con una altura inferior a 23 mts. Un edificio clase II es aquel cuya altura rebasa los 23 mts., o bien todo edificio que tiene una estructura de acero, de cualquier altura, cuya estructura puede substituir los conductores de bajadas a tierra. La distinción, determina el tipo de conductor que se debe usar ya que los conductores para las estructuras de clase II son de dimensiones más grandes y de conductancia más alta que los valores mínimos permitidos para los edificios de Clase I. Por lo que la protección que se requiere es Clase II

ESPECIFICACIONES Una vez definido y clasificado el edificio a proteger: Las especificaciones que regirán para su protección contra descargas atmosféricas serán las que se detallas a continuación y que serán aplicadas de acuerdo con la clasificación que le corresponde. Estas clasificaciones se dividen en dos: A. Especificaciones sobre Materiales. B. Especificaciones sobre Instalaciones. A).- ESPECIFICACIONES SOBRE MATERIALES. Generalidades.- Los materiales empleados en este sistema de protección contra descargas atmosféricas serán resistentes a la corrosión y han de estar debidamente protegidos contra ella. No se utilizará combinación alguna de materiales que formen un par eléctrico de tal naturaleza que la corrosión se aclare en presencia de humedad. Deberán estar construidos con los siguientes materiales:


160

a) Cobre.- Cuando se use cobre, el mismo deberá ser de la calidad que normalmente se exige para los trabajos eléctricos industriales, generalmente especificados como teniendo 95 por ciento de conductividad. b) Aleaciones de Cobre.- Estas deberán ser, sustancialmente, tan resistentes a la corrosión como el cobre en igualdad de condiciones. c) Diseño.- Los diseños de los materiales que se utilicen en protección contra rayos deberán ser los que permiten el mejor aprovechamiento de los materiales y que, además, sean adecuados para cada función determinada. Su diseño será especialmente para Pararrayos. En ningún caso se aceptarán improvisaciones con materiales diseñados y construidos para otros fines. d) Terminales aéreas o puntas.- Las terminales aéreas, deberán ser fabricadas con varilla maciza de cobre electrolítico. Su diámetro será de 13 mm. Y el largo de las mismas habrá de ser tal que su extremo cónico quede a no menos de 25 centímetros de el objeto que haya de protegerse. Las terminales aéreas estarán soportadas por bases fundidas y sujetas directamente a ellas, mediante una cuerda roscada de no menos de 5 hilos. Para su mayor conservación y presentación, deberán ser niqueladas o cromadas. Cuando se usen terminales aéreas de más de 60 cm. Estas deberán quedar sustentadas por tripies unidos en forma rígida y permanente al edificio. El punto de sustentación de estos tripies con las terminales deberán quedar cuando menos a la mitad de su altura. e) Conductores.- Los conductores que se emplearán para estas protecciones, deberán estar diseñados y fabricados especialmente para Pararrayos. Estarán trenzados con alambre de cobre suave del calibre indicado adelante, y deberán también ofrecer en peso y conductividad lo que señalan estas especificaciones; para usarse en edificios de Clase I o Clase II según sea el caso. No se aceptarán conductores de cobre duro o semiduro normalmente usados para Sistemas de Tierras u otros usos eléctricos. Los conductores para interconexión de sistemas metálicos, de conducción de agua, de calefacción por agua caliente, o bien masas metálicas que tengan baja resistencia a tierra, deberán tener la misma medida que el conductor principal. REQUERIMIENTOS MINIMOS DE CONDUCTORES Calibre mínimo de cada hilo Peso por metro Conductividad

f)

EN EDIFICIOS CLASE I 17 AWG 278 gramos. 57,400 CM 29 mm2

EN EDIFICIOS CLASE II 15 AWG 558 gramos. 115,000 CM 58 mm2

Bases, Conectores y Desconectadores.- Todo el material empleado en estas instalaciones para cruces derivaciones y empalmes, así como las bases para terminales aéreas, abrazaderas para tierra y desconectadotes de tierra deberán ser fundidos en alguna aleación de cobre con un espesor mínimo de 2.38 mm.

g) Terminales a Tierra o Electrodos.- Las terminales a tierra deberán ser de acero chapada con cobre, de cobre macizo o de acero inoxidable de 13 mm. De diámetro y 2.44 mts. de largo como dimensiones mínimas o bien rehiletes construidos con lámina de cobre calibre No. 20 AWG como mínimo, y una superficie de contacto no menor de: 0.20 m 2.


161

h) Abrazaderas para cable.- Las abrazaderas para sujetar los conductores deberán ser resistentes a toda rotura y deberán ser, junto con los, tornillos o pernos con que se fijen, del mismo material que el conductor. i)

Prevención de daños Mecánicos.- Cuando cualquier parte de un sistema de protección esté expuesto a daños mecánicos, deberá protegérsele recubriéndola con una cubierta moldeada o tubería. Si en torno del conductor se utilizan tubos o conductos de un metal ferroso, el conductor deberá estar eléctricamente conectado por sus dos extremos a la tubería o ducto.

j)

Curvas Ligeras.- Ninguna curva de conductor deberá formar un ángulo de más de 90 grados, ni deberá tener un radio de curvatura de menos de 20 cm.

k) Soportes y Empalmes.SOPORTES: Los conductores pueden tenderse en forma aérea sin soporte alguno, en distancias de 0.90 mts. o menos. Por medio de una varilla de 5/8 de pulgada (15.9mm) o su equivalente, firmemente sujeta en cada extremo, sirviendo de soporte, puede tenderse en forma aérea un conductor hasta una distancia que no rebase (1.80 mts.) EMPALMES: En todos los empalmes de conductores, tanto a “TOPE” como en “T” o en “Y”, habrá de utilizarse conectores “Rectos” o “T” y deberán soportar una prueba de tracción de 900 kgs. Dentro de los requisitos para la Clase I son aceptables los empalmes con conectores, tanto del tipo plegado como con tornillos, de metal estampado o colado. En instalaciones Clase II no habrá de usarse empalmes con conectores de tipo plegado. l)

Recorrido y Cantidad.- Cualquier tipo de construcción tendrá cuando menos, dos conductores de bajada. La localización de los mismos dependerá de la localización de las terminales aéreas, del tamaño de la estructura, de que su recorrido a tierra sea el más directo posible y del lugar en que se encuentren cuerpos metálicos y tuberías de agua, y también de las condiciones del subsuelo. Los conductores de bajada han de estar separados por una distancia promedio de 30 mts. como máximo. Las estructuras de forma irregular en ciertos casos pueden requerir conductores extra de bajada para lograr un camino de doble dirección a tierra desde las terminales aéreas, de las cumbres principales o de las alas laterales. Para determinar el número necesario de conductores de bajada, ha de medirse sólo el perímetro “Protegido”, es decir, las extensiones de techado que necesiten protección, excluyendo los techados y salientes bajos. En estructuras de techado empinado, el perímetro protegido habrá de medirse de modo que sea comparable con el contorno del alero o su equivalente.

PROTECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE BAJADA m) Protección.- Los conductores de bajada deberán contar con protectores que les eviten daños materiales o desplazamientos. Estos protectores serán de tubería de pvc rígido. El conductor de bajada habrá de estar protegido en una distancia mínima de (1.80mts.) arriba del nivel del suelo y deberá llevar en la parte superior del protector de bajada un desconectador de tierra que permita desconectar el sistema cada toma para medir su resistencia, sin necesidad de escarbar y destapar la terminal misma. n) Sujetadores.- Las bases para punta y las abrazaderas para cable deberán estar firmemente sujetas a la construcción o a otro objeto sobre el que se les haya colocado mediante tornillos y taquetes.


162

Los tornillos que se usen, deberán ser del mismo material que las piezas que vaya a sujetar o de un material que no tenga corrosión, electrolítica en presencia de humedad o por contacto entre materiales disímiles. Las abrazaderas para cable irán separadas una de otra 0.90 mts. Como mínimo. o) Anclaje de Sujetadores.- Los sujetadores deberán tener un diámetro de no menos de ¼ de pulgada (6.4 mm.) y habrá de instalárseles cuidadosamente. Los agujeros que hayan de recibir la espiga del sujetador habrán de ser del tamaño correcto, hechos con herramientas adecuadas y, abiertos en tabique o piedra más que en juntas de mortero. Una vez instalado, el ajuste ha de ser estanco a la humedad y capaz de resistir una prueba de tracción de 450 kg. p) Resistencia de tomas de Tierra.- Cada toma de tierra deberá ofrecer una resistencia menor de 5 ohms. En caso de que con un solo electrodo se obtenga una resistencia mayor, se deberá agregar tantos electrodos adicionales como sea necesario para obtener la resistencia antes mencionada. q) Ligas de tomas de Tierra.- Todos los sistemas de Tierras de un edificio habrán de estar Ligados juntos entre si. Esta conjunción comprenderá la toma de tierra de los sistemas eléctricos, de antenas, y otros sistemas subterráneos de tuberías metálicas que penetran en el Estadio. Estos sistemas de tubería incluirán: suministro de agua, tuberías conduit metálicas, tuberías de gas, etc. Las interconexiones entre los diferentes sistemas de tierra habrán de hacerse utilizando conductores y conectores del tamaño y tipo de los usados en el sistema de Pararrayos. r)

Ligas de Masas Metálicas.- Determinados cuerpos metálicos, de conductancia, contribuyen al peligro de caída de rayos o de descargas laterales en el exterior o el interior de los edificios y por lo tanto, han de ligarse al sistema de Pararrayos.

s) Protección de cuerpos metálicos de conductancia.- Los cuerpos metálicos de conductancia deberán estar protegidos, cuando no se encuentren dentro de la zona de protección de una terminal aérea. Todos los cuerpos metálicos de conductancia que tengan una superficie de (0.26 m2) o mayor, o un volumen de (0.016m 3) o más grande, deberán estar ligados al sistema de protección contra rayos, utilizando para ello conductores principales y conectores de contacto que tengan una superficie de contacto no menor de 19 cm 2). Deberán tomarse las disposiciones necesarias para que haya una guarda contra el efecto corrosivo que los metales dimisiles introducen en los puntos de liga. t)

Liga de cuerpos metálicos de inductancia.- Los cuerpos metálicos de inductancia deberán estar ligados al sistema, en su punto más cercano al mismo, utilizando para ello conductores y conectores para ligas. Es posible que algunos cuerpos metálicos lo sean tanto de inductancia como de conductancia, en esos casos se deberán usar conectores de contacto del tipo indicado en el párrafo anterior.

Las conexiones a cuerpos metálicos de inductancia son necesarias si tales cuerpos se encuentran dentro de una distancia de (1.8 mts.) o menos del conductor principal o de otro cuerpo metálico ligado. u) Ligas con la Red de agua.- La red de agua del edificio también deberá quedar ligada al conducto del sistema de Pararrayos. v) Ligas de Antenas de Radio y T.V. y Apartarrayos.- Los mástiles de metal de las antenas de radio y televisión situados en un edificio protegidos habrán de estar ligados al sistema de protección contra rayos por medio de un conductor y conectores del mismo tipo que los usados en el Sistema de Pararrayos. 163 INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA INGENIERÍA ELÉCTRICA

Independiente mente de la liga al mástil de las antenas, los cables de las antenas que van hacia los equipos deberán ser provistos de apartarrayos con el fin de evitarles daños a dichos equipos.

8.8 Revisión del sistema de pararrayos. De acuerdo a la revisión realizada al sistema de pararrayos del Estadio Azteca se encontraron los siguientes puntos. 1. Es necesario cambiar los toroides, en cuanto a las barras de descarga se tendrán que desmontar para su limpieza y revisión.( ver foto 1) 2. Ya que fueron desmontados los pararrayos se sugiere que sean reubicados dándole mayor altura para tener un cono de protección mayor. ( ver datos del fabricante). 3. Al reubicar estos pararrayos se tendría un espacio considerable sin protección. 4. El conductor instalado cal. 1/0 THW AWG se encuentra en mal estado y se observó que en diferentes puntos donde se pusieron las abrazaderas para soportar el conductor esta sin aislamiento haciendo contacto con la estructura, lo que se recomienda hacer el cambio de este ( ver foto 2) 5. En cuanto a las bajantes del conductor sé localizo solamente una. 6. Es necesario aterrizar la estructura de la techumbre. 7. Los bancos de tierras físicas no se localizaron para poder hacer su medición de puesta a tierra.

(FOTO No.1)

(FOTO No.2)


164

PARARRAYOS EXISTENTES

Pararrayos existentes. (Datos del fabricante)


165

8.8.1 Pararrayo dipolo "GEOSTATICA" EP-D ® El pararrayo dipolo "geostatica" tiene un ángulo substancial de 71º, esto significa que la protección que ofrece es tres veces su altura en radio, comprobado además de la teoría y el estudio del comportamiento de las cargas eléctricas, se corrieron pruebas en el laboratorio de electricidad del politécnico nacional, y el laboratorio de C.F.E. De la teoría del pararrayos de Franklin, donde permanece aceptada la validez de la eficiencia del cono de protección para los pararrayos de varilla. Según esta teoría, una zona en forma de cono que rodea al pararrayos resulta protegida contra la descarga directa y no se puede alcanzar directamente por el rayo. La norma define la amplitud de la zona protegida con relación a la disposición (horizontal o vertical) y a la distancia al terreno de los conductores con funciones de protección contra las descargas atmosféricas.

Una descarga directa se produce entre la nube y el terreno. La descarga cae a una distancia tal del pararrayos de asta que sus características no se influencia por la presencia de la instalación de protección contra las descargas atmosféricas. Un flujo de carga negativa se propaga de la nube hacia el terreno, una de las propagadas se acerca a la extremidad del pararrayos tipo Franklin. Entre el pararrayos y el punto de la descarga se provoca en este caso un campo eléctrico intenso. Lo intenso del campo eléctrico provoca la excitación de la descarga directa entre la extremidad del pararrayos y la nube. La descarga impacta la extremidad superior del pararrayos y la corriente se descarga a tierra a través del asta misma. Un área de terreno circundante al pararrayos ninguna otra descarga impacta al terreno. Una descarga que se encuentra en la zona de influencia del pararrayos no puede impactar la extremidad del asta del pararrayos. Las principales disposiciones que se deben seguir para la aplicación de os pararrayos tipo Franklin son las siguientes: Un conductor vertical cuyo saliencia no sea de más de 20 m. de altura del suelo cubre una zona de protección constituida de un cono que parte de la punta del conductor y tiene una apertura de 45° sobre el eje del cono mismo. Un conductor vertical cuyo saliencia sea mayor de 20 m. con respecto a tierra, contiene una zona de protección en forma de cono con el vértice al 80% de la altura de la punta, con una apertura sobre el eje 45° y un radio máximo de 50 m.


166

(2 +

) 7.

(2 +

) 7. ')6 de +

Ma/. 2) 7.

Figura A

Figura B

Para astas que tienen una Altura < 20 m. respecto al suelo.

Para astas que tienen una Altura > 20 m. respecto al suelo.

Un conductor horizontal a una altura del suelo de no más de 20 m. cubre una zona de protección en forma de techo con una inclinación de 45°. (Figura A). Un conductor horizontal con una altura del suelo mayor de 20 m. cubre una zona de protección en forma de techo con una inclinación de 45° y con un cono al 80% de altura del conductor. El área de base tiene una longitud de 50 m. (Figura B).


167

Detalle de altura y zona de protección si se instalaran los pararrayos al centro de la techumbre de acuerdo a datos del fabricante. Si tomamos la altura del pararrayos con respecto a la techumbre de acuerdo a datos del fabricante tendremos un cono de 30 m. de radio para proteger la techumbre y con respecto a la cancha tendremos un radio de 50 m.

0ETALLE0E POSTE

Ubicación de pararrayos en techumbre del Estadio Azteca

0ETALLE0E POSTE

Formación de circuito en la techumbre con conductor calibre 1/0 AWG marca condumex con fijación de abrazadera sin fin para el aterrizaje de pararrayos.


168

8.8.2 Mediciones realizadas de puesta a tierra en los bancos de tierra, para las bajantes de los pararrayos.

Se tomaron las mediciones de puesta a tierra en cada uno de los bancos, de las son las siguientes. Mediciones realizadas con el Método Winner Ubicación Mediciones realizadas Poste. “A” Insurgentes Poste. “B” Insurgentes Poste “A” Tlalpan (reubicación) Poste “B” Tlalpan (reubicación) Entrada Puerta 1 Estadio columna 15 Estadio Columna 62

Colocación de varillas para la toma de medición.

4.89 3.46 3.38 1.20 0.99 1.40 0.93

Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω

Medición de banco de tierra, ubicado en acceso insurgentes poste (A)

Toma de medición al banco de tierra acceso Insurgentes Poste (B)

Medición en poste (A) Calzada de Tlalpan


169

Medición en poste (B) Calzada de Tlalpan

Medición de puesta a tierra, banco de tierra en la columna 15

EQUIPO DE MEDICIÓN UTILIZADO.- MEGGER AMPROBE GP1 REFERENCIA.

DE 4 ELECTRODOS DE

8.8.3 Método de medición Wenner. A = 5.00 m. B = 0.20 m. A B

=

5.00 0.20

= 25

De acuerdo a la relación A/B = 25 > 20 se requiere utilizar la formula (2) Calculo de la resistividad del terreno en cada uno de los puntos donde se instalaran los bancos de tierra de acuerdo a las lecturas tomadas. Poste. “A” Insurgentes

R = 4.89 Ω A = 5.00 m. Sustituyendo: ρ = 2π AR = 2 × π × 5.00 × 4.89 = 153 .62 Ω ⋅ m.

Poste. “B” Insurgentes

R = 3.46 Ω A = 5.00 m. Sustituyendo: ρ = 2π AR = 2 × π × 5.00 × 3.46 = 108 .69Ω ⋅ m.


170

Poste “A” Tlalpan (reubicación)

R = 3.38 Ω A = 5.00 m. Sustituyendo: ρ = 2π AR = 2 × π × 5.00 × 3.38 = 106 .18Ω ⋅ m.

Poste “B” Tlalpan (reubicación)

R = 1.20 Ω A = 5.00 m. Sustituyendo: ρ = 2π AR = 2 × π × 5.00 × 1.20 = 37.69Ω ⋅ m.

Entrada Puerta 1


Estadio columna 15


Estadio Columna 62



171

Reporte de las mediciones de resistividad del terreno realizadas en los posibles bancos de tierras.

Valor de resistividad del terreno en diferentes puntos. Ubicación Medición Ωm Poste “A” Insurgentes 153.62 Poste “B” Insurgentes 108.69 Ωm Poste “A” Tlalpan (Reubicación) 106.18 Ωm Poste “B” Tlalpan (Reubicación) 37.69 Ωm Ωm Entrada Puerta 1 31.10 Ωm Estadio Columna 15 43.98 Estadio Columna 62 29.21 Ωm

8.8.4 Determinación de la cantidad de electrodos que se requiere para puesta a tierra a 3 Ohm. Donde:

N = Numero de Electrodos. Poste “A”

R = 3 Ω. ρ = 153.62 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

153.62

(2)(3.1416)(3)

=

153.62 18.84

= 8.15 ≅ 8 ⊗ Electrodos.

Poste. “B”

R = 3 Ω. ρ = 108.69 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

108.69

(2)(3.1416 )(3)

=

108.69 18.84

= 5.76 ≅ 6.0 Electrodos.

Poste “A” Tlalpan (Reubicación)

R = 3 Ω. ρ = 106.18 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

106.18

(2)(3.1416)(3)

=

106.18 18.84



172

Poste “B” Tlalpan (Reubicación)

R = 3 Ω. ρ = 37.69 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

37.69

=

37.69

(2)(3.1416)(3) 18.84


Entrada Puerta 1

R = 3 Ω. ρ = 31.10 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

31.10

=

31.10

(2)(3.1416)(3) 18.84


Estadio columna 15

R = 3 Ω. ρ = 43.98 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

43.98

=

43.98

(2)(3.1416)(3) 18.84


Estadio columna 62

R = 3 Ω. ρ = 29.21 Ω-m.

N =

ρ 2 ⋅ π ⋅ R

=

29.21

=

29.21

(2 )(3.1416 )(3) 18.84



173

8.9 Trabajos realizados para la Reingeniería de los pararrayos en el Estadio Azteca. 1. Desmontaje de pararrayos y conductor existentes. 2. Perforaciones excavación de cepas para el Hincado de electrodos. 3. Suministro e Hincado de 28 electrodos EP-ET Mca. Geostatica para formar los bancos de tierras. 4. Colocación de tubería de PVC para los alojamientos de bajantes de pararrayos y puesta a tierra de techumbre. 5. Colocación del circuito con conductor Cal.1/0 THW marca condumex para la interconexión de los pararrayos. 6. Instalación de bajantes para la puesta a tierra de los pararrayos. 7. Instalación de nuevos pararrayos. 8. Suministro aplicación de soldaduras exotérmicas Mca. Cadwel para el cierre de circuito conexión de pararrayos y bancos de tierras. 9. Colocación de circuito con conductor cal. 2 Thw Awg para el aterrizaje de la estructura metálica. 10. Medición de resistencia de puesta a tierra de bancos. Inicio de obras el día 15 de junio de presente año.

Pararrayos en techumbre

Fijación de mástil.


174

8.10 Recomendaciones. En la azotea del edificio, en el perímetro y las áreas más altas, se deberá construir uno o varios anillos basándose en cables conductores, estos anillos junto con puntas de descarga se conocen como “coronas”. Adicionalmente se deben formar reticulados donde las dimensiones máximas no rebasen 15 metros de ancho por 45 metros de largo. En el perímetro de la azotea y en el perímetro de los niveles mas altos se deben colocar pequeños mástiles mejor conocidos como “puntas de descarga”, cuya separación deberá ser como máximo de 6.00 metros para puntas de 30 cm. y máximo de 7.50 metros para puntas de 60 cm., estas puntas deben quedar lo mas cerca posible del pretil, la separación máxima de la esquina externa del pretil a la punta mas próxima será de 60 cm. En los claros centrales se deberán colocar puntas de descarga de no menos de 60 cm. espaciadas como máximo a 15.00 metros entre si. Dependiendo del perímetro total de la azotea se deberán colocar varios cables verticales, los cuales se deberán seleccionar en función de un bajante por cada 30 metros o fracción de perímetro. Estos cables conocidos como “bajantes” deberán espaciarse a lo largo del perímetro del edificio procurando una distribución dentro de lo posible regular, se debe cuidar que en tramos rectos su separación no sea mayor de 46 metros y en tramos con desvíos o formas irregulares del perímetro, su separación siguiendo el contorno no sea mayor de 23 metros, en cualquier caso, el promedio de separación entre la totalidad de bajantes no debe exceder de 30 metros. Requisitos adicionales. Como requisito obligatorio de Norma Oficial Mexicana, todos los objetos metálicos en azotea deberán ser puestos a tierra. En el caso de que existan gabinetes o equipo eléctrico o partes metálicas no portadoras dentro de un radio de 1.80 metros tomando como origen el cable de bajante, se deberá instalar un puente de unión entre este elemento y el cable de bajante. La resistencia a tierra del electrodo no deberá ser mayor de 10 Ohms para los sistemas de pararrayos y no deberá ser mayor de 25 Ohms para sistemas generales de puesta a tierra. No se considera obligatoria la interconexión de electrodos de diferentes sistemas siempre y cuando los electrodos o conductores se localicen separados con distanciamiento de 1.80 metros o distancias mayores. En caso de espaciamiento inferior de 1.80 metros si es requisito obligatorio. La interconexión de electrodos de diferentes sistemas se considera opcional y se acepta en general como una medida sana para asegurar la igualación de potenciales y minimizar los valores de resistencia a tierra. La interconexión de electrodos de diferentes sistemas dentro de un mismo predio es requisito obligatorio. En el caso especifico de sistemas de pararrayos, se acepta que esta interconexión no es obligatoria pero si altamente recomendable, lo que lleva a confirmar la construcción de un anillo de tierras interconectado con electrodos de pararrayos.


175

CAPITULO 9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. El Estadio Azteca fue inaugurado el 29 de mayo de 1966 y su reingeniería inicio en marzo de 1998, lo cual nos indica que después de 38 años el majestuoso Estadio Azteca va cambiando su equipo electromecánico y que hasta la fecha se mantiene en muy buenas condiciones, esto debido al buen mantenimiento preventivo con el cual cuentan sus equipos y sus instalaciones eléctricas. Todo inicio con el levantamiento físico de sus instalaciones electromecánicas, para la realización del nuevo proyecto y así sustituir sus equipos y cableado por lo mas actual y de marcas de renombre en el mercado. En cuestión de equipos e instalaciones eléctricas se puede decir que el estadio no cuenta con ninguna con la que inicio, ya que se han ido cambiando paulatinamente y otros nuevos que sean hido realizando por la llegada de nuevos equipos electrónicos. Trabajos que se han realizado: Cambio de equipo y cableado en subestaciones “A” y “B”. Cambio de equipo y cableado en concentraciones en túneles 4, 12,19, 27. Sistema de tierra en subestaciones “A” y “B”. Alimentación a pantallas norte y sur. Cambio de luminarias y cableado en tuneles. Alimentación a palcos. Alimentación a estacionamiento palcos. Alumbrado estacionamiento general. Oficinas generales y oficinas operativas. Alumbrado cancha. Alumbrado auditorio. Alimentación a Spider-cam. Sistema de pararrayos. En sus 64,000 m2. en el cual esta ubicado el Estadio Azteca, necesita estar en buenas condiciones sus instalaciones eléctricas ya que cuenta con bastante equipo electromecánico y c ableado eléctrico. Con los nuevos equipos, luminarios y cableado nuevo, eficientamos la energía y reducimos los contos en kw/h en los pagos ante CFE. Del resultado del cambio de proyectores de la cancha del Estadio Azteca se deduce que: El promedio antes del cambio 878 luxes. El promedio después del cambio 1501 luxes. Por lo que se incremento la eficiencia en la iluminación de la cancha en un 71% de acuerdo con los anteriores resultados. Estos resultados no es nada mas el cambio de proyectores sino también hay que darle parte al cambio de alimentadores generales y derivados de cada luminaria.


176

Recomendamos que para conservar la eficiencia en la iluminación de la cancha, hacer una bitácora de mantenimiento preventivo, consistiendo en revisión de instalaciones, asi como la limpieza del cristal del proyector. En el sistema de pararrayos, es importante que se verifique su continuidad y realizar mediciones de los bancos de tierras que se tienen alrededor del Estadio. Como conclusión final recomiendo hacer un diagnostico en todas las instalaciones como, residencial, comercial e industrial para la tranquilidad de las personas que habitan o trabajan en estas en este inmueble y así proporcionar: Seguridad contra efectos de choque eléctrico y quemaduras. Protección al inmueble contra incendios y elevaciones de temperatura que se ocasionan por defectos de la instalación eléctrica. Determinar que la instalación eléctrica sea segura y cumpla con los requisitos de regulación y/o normas vigentes. Confirmar que la instalación eléctrica no presente daño o deterioro. Las instalaciones eléctricas en operación pueden estar diseñadas e instaladas con base en especificaciones técnicas o Normas aplicables, los cuales ya no son vigentes, lo anterior no significa que no cuenten con las condiciones de seguridad adecuadas y que sean inseguras; sin embargo, deben de diagnosticarse y evaluarse, a fin de determinar sus condiciones de seguridad, es por esto que el Estadio Azteca realiza constantemente la reingeniería de sus instalaciones eléctricas.


177

ANEXOS A) Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005. La Norma Oficial Mexicana fue elaborada por el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Instalaciones Eléctricas (CCNNIE), con el apoyo de la Dirección General de Distribución y Abastecimiento de Energía Eléctrica y Recursos Nucleares de la Secretaría de Energía y la coordinación de la Asociación de Normalización y Certificación, A.C. (ANCE). Aprobada en la IV Sesión ordinaria del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Instalaciones Eléctricas, Celebrada el 8 de Noviembre de 2005. La estructura de esta Norma Oficial Mexicana (en adelante NOM), responde a las necesidades técnicas que requiere la utilización de las instalaciones eléctricas en el ámbito nacional; se cuida el uso de vocablos y se respetan los términos habituales, para evitar confusiones en los conceptos. Asimismo se han ordenado los textos procurando claridad de expresión y unidad de estilo para una más específica comprensión. Lo que hará más fácilmente atendible sus disposiciones.


178

B) Comité Consultivo Nacional de Normalización de Instalaciones Eléctricas (CCNNIE). Modificación de la NOM-001 de Instalaciones Eléctricas.

C) National Electrical Code (NEC). Es un estándar estadounidense para la instalación segura de alambrado, equipos eléctricos y de instalaciones eléctricas. Es parte de la serie de normas de prevención de incendios publicada por la National Fire Protection Association (NFPA).


179

D) National Electrical Manufacturers Association (NEMA). Realiza su misión a través de: • Liderado el desarrollo de las normas y defendiendo posiciones técnicas que favorecen los intereses de la industria y los usuarios de los productos. • Trabajando para asegurar que la legislación y regulaciones del gobierno relacionados con los productos y operaciones sean consistentes con las necesidades de industria. • Recopilando, analizando y difundiendo datos de la industria y del mercado. • Promoviendo la seguridad en el diseño, fabricación y uso de productos eléctricos. • Proporcionando información sobre la industria a los medios de comunicación y otros interesados. • Representando los intereses de la industria en tecnologías nuevas y en desarrollo. La Asociación Nacional de Manufacturas Eléctricas es la asociación de comercio más grande en los Estados Unidos la cual representa los intereses de los fabricantes de la industria eléctrica. Fue fundada en 1926 y sus oficinas principales se encuentran cerca de Washington, D.C.. Los miembros son compañías fabricantes de productos eléctricos, utilizados en la transmisión, generación, distribución, control y utilización final de la energía eléctrica.


180

E) American National Standard Institute (ANSI). Organización encargada de estandarizar ciertas tecnologías en EEUU. Es miembro de la ISO, que es la organización internacional para la estandarización. ANSI es una organización privada sin fines de lucro, que permite la estandarización de productos, servicios, procesos, sistemas y personal en Estados Unidos. Además, ANSI se coordina con estándares internacionales para asegurar que los productos estadounidenses puedan ser usados a nivel mundial. Los estándares ANSI buscan que las características y la performance de los productos sean consistentes, que las personas empleen las mismas definiciones y términos, y que los productos sean testeados de la misma forma. La organización tiene su sede en Washington, DC., y su oficina de operaciones está localizada en la ciudad de Nueva York.


181

F) Underwriters Laboratories Inc. (UL). Underwriters Laboratories Inc. (UL) es una organización dedicada a la realización de pruebas y ensayos para la certificación de seguridad, que evalúa productos, materiales y sistemas trabajando por la seguridad de los consumidores y sus bienes desde 1894. Underwriters Laboratories Inc. es líder mundial en el desarrollo de normas de seguridad de productos, las cuales son frecuentemente actualizadas y revisadas para responder a los cambios en la tecnología o responder a nuevos usos y necesidades. Underwriters Laboratories Inc. cuenta con oficinas, representaciones, laboratorios y centros de inspección distribuidos por todo el mundo. UL posee todos los recursos para ayudar a sus clientes a conseguir las certificaciones necesarias para sus productos, para que puedan ser comercializados en América Latina, Europa, América del Norte y otras partes del mundo. Underwriters Laboratories Inc. y sus filiales en el mundo ayudan a sus clientes a obtener, no solamente la reconocida marca UL, sino también las marcas nacionales y regionales para los diferentes mercados mundiales.


182

INDICE DE TABLAS Y FIGURAS.

Tabla

1.3.8.1

Tabla Tabla

1.3.13.1 3.3.3.1

Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Tabla

3.5.1 3.6.1.1 3.6.1.2 3.7.1.1 3.7.1.2 3.8.1.1 3.8.1.2 3.8.3.1 3.8.3.2 3.9.1.1

Diagrama Tabla Tabla Tabla Tabla Tabla Tabla Tabla

3.9.1.2 4.8.1.1 4.8.1.2 3.8.3.1 4.8.3.2 4.8.4.1 4.8.9.1 5.9.1.1

Tabla

5.9.1.2

Tabla

5.9.1.3

Tabla Tabla

7.5.6.1 7.5.6.2

Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura

8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.3.1 8.3.2 8.3.3 8.3.4 8.5.1

Tabla Tabla

8.6.1.1 8.6.7.1

Homologación de dimensiones nominales de tubería conduit de uso en instalaciones eléctricas, basadas en la Nom-001-Sede-2005. Radio de curvatura del tubo conduit tipo pesado. Niveles de voltajes usados preferentemente en México. Equipos de media y baja tensión. Vista frontal de la subestación “A”. Subestación “A”. Vista frontal subestación “B”. Subestación “B”. Tablero de distribución HCBD. Tablero de distribución HCBD. Tablero de distribución HCBD-NS. Tablero de distribución HCBD-NS. Máximo ajuste para el dispositivo de protección contra sobrecorriente. Díagrama unifilar subestación “A”. Rango de la resistividad del terreno. Resistividad promedio ρ en ohm-metro. Constantes de materiales. Calibre y área de los conductores. Datos de resistividad de suelos típicos. Factor de decremento. Factor de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o cable. Capacidad de conducción de corriente (A.) permisible de conductores aislados para 0 a 2000 V. Nominales y 60 °C a 90°C. Nomas más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o directamente enterrados, para una temperatura de 30°C. Capacidad de conducción de corriente (A.) permisible para cables monoconductores aislados de 0 a 2000 V. Nominales, al aire libre y a temperatura ambiente de 30°C. Formulas y tablas. Capacidad de conducción de corriente (A.) permisible para cables monoconductores aislados de 0 a 2000 V. Nominales, al aire libre y a temperatura ambiente de 30°C. Principio de Franklin. Tipo Franklin. Tipo Franklin. Campos eléctricos de alta tensión entre nube y tierra. Concentración de cargas en las puntas más predominantes. Pararrayos con chispas diminutas en forma de luz, ruido audible. Ruptura dieléctrica. Arreglo de electrodos para el método Wenner para la medición de la resistividad. Valor de riesgo R. Para evaluar el riesgo de incidencia de rayo.


14 15 31 35 36 36 41 41 46 46 47 47 49 49 58 58 59 60 61 67 91 92

93 135 137 148 149 149 150 150 150 150 153 154 159

183

Iluminacion y Calculo Elect Estadio Azteca

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