Instalaciones Electricas en Media Tension - Pro Cobre Chile

MISION DE PROCOBRE Nuestra misión es promover el uso del cobre y sus aleaciones, especialmente en Chile y Latinoamérica, fomentando una disposición favorable hacia su utilización e impulsando la investigación y el desarrollo de nuevas aplicaciones. Colabora y trabaja coordinadamente con las empresas, el gobierno y los organismos relacionados con el cobre para materializar una acción convergente, con visión de largo plazo a nivel mundial.

Registro de Propiedad Intelectual: N° ISBN: 1ª Edición 2003 Elaborado por: Programa de Estudios e Investigaciones en Energía. Instituto de Asuntos Públicos, Universidad de Chile. Se agradece la colaboración de los ingenieros: Guillermo Andrés Jiménez E. y Francisco Quintana Procobre-Chile Av. Nueva de Lyon 96, Of. 305, Edificio Costanera Teléfono: 335 3264 Fax: 335 3264, anexo 111 Santiago de Chile Diseño y Diagramación Erica Paluba Impresión Impresos Lahosa S.A.

La Conexi

n

Vital.

International Copper Association, Ltd.

INSTALACIONES ELECTRICAS EN MEDIA TENSION APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS CODIGO DE INSTALACIONES EN MEDIA TENSION

Copper Connects Life.

INDICE APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS

1

Dimensionamiento de conductores en una instalación industrial de 24kV / 4,16 kV. /PAG. 4 Dimensionamiento del sistema de alumbrado. Conductores para el Centro de Control de Motores. Protección contra sobrecargas. Conductores para la alimentación de hornos eléctricos.

2

Alimentación en 24 kV de un área comercial. /PAG. 16 Centro de seccionamiento y medida. Centro de transformación Dimensionamiento de líneas subterráneas de distribución. Dimensionamiento de ductos y tubería. Canalizaciones y cámaras.

3

Dimensionamiento económico de cables de alimentación de 10 subestaciones de 13,2 kV / 0,38 kV. /PAG. 32 Datos financieros. Datos de cables. Selección de la sección económica de un conductor.

2

E

l trabajo que se entrega a continuación incorpora, en un solo texto, las Leyes y Reglamentos obligatorios, aprobadas por la autoridad, que son aplicables a las instalaciones de media tensión. A través de un análisis de casos de aplicación se hace uso de los conceptos que la autoridad ha legislado y reglamentado, de modo que el usuario pueda vincular, con mayor facilidad y en casos reales, el uso correcto de los principales aspectos que la autoridad ha decidido precisar. No se ha incluido el texto completo de las Normas Chilenas aplicables a Instalaciones de Media Tensión, optándose por transcribir párrafos escogidos vinculados con cada uno de los ejemplos desarrollados. Del mismo modo, cada vez que se consideró necesario, se transcribió párrafos seleccionados de Normas Internacionales, ya sea para que el usuario pudiese comparar lo aplicable en Chile con lo que se emplea en otros países, o simplemente porque la Norma Chilena todavía no ha establecido lo que debe aplicarse en el país.

APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS CODIGO DE INSTALACIONES EN MEDIA TENSION

INTRODUCCION

Adicionalmente al texto se adjunta, un archivo en Microsoft Power Point, que permite visualizar el contenido del Código de Instalaciones de Media Tensión planteado. En el archivo, es posible visitar –según la pantalla que se seleccione- la Ley o Reglamento que se desea consultar. Del mismo modo, es posible visualizar pantallas de aplicación o análisis de casos planteados. Además de estas pantallas se puede acceder a un documento que describe en detalle el ejemplo analizado y cada uno de los cálculos realizados.

3

1 APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS

• Las potencias de los motores M1, M2, M3 y M4 son 100, 75, 200 y 300 HP respectivamente a 4,16 kV. Todos los motores son de inducción y con rotor de jaula de ardilla. El motor 3 es de régimen intermitente. Considere que los motores funcionan a un factor de potencia de 0,85 • El horno posee una potencia de 50 kW a 4,16 kV.

CASO N° 1. Dimensionamiento de conductores en una instalación industrial de 24 kV / 4,16 kV.

• Es necesario proyectar los alimentadores trifásicos para el suministro de energía en las áreas de oficinas, bodega y proceso, de acuerdo a los siguientes datos:

Considérese una industria como la que se muestra en la Figura 1.1.

- Alumbrado oficinas y bodega - Alumbrado área de proceso - Enchufes oficinas - Enchufes bodega - Enchufes área de proceso

Calcular las potencias de los transformadores, protecciones, sección mínima de los conductores y diseñar las canalizaciones correspondientes desde la toma de media tensión basándose en la información entregada a continuación:

4 kW 5 kW 3 kW 4 kW 5 kW

SOLUCION ALUMBRADO Y ENCHUFES Se proyectan 2 alimentadores trifásicos para alumbrado y enchufes, los cuales se especifican de la siguiente manera:

S/E

Alumbrado y enchufes de oficinas y bodegas

30m

OFICINAS Y BODEGA

75m

Estimación de cargas (sección 7.2.1.1. (b) de la NCh Elec. 4/2003) 7.2.1..-

Estimación de cargas

7.2.1.1.-

La carga nominal de un alimentador, según la cual se dimensionará, no será menor que la suma de las cargas de todos los circuitos que sirve el alimentador, determinadas de acuerdo a las secciones 11 y siguientes, y sujetas a las siguientes disposiciones:

5m 30m

CCM

Horno 15m 35m M2

65m

5m M1

M4

60m

M3

Figura 1.1. Esquema de planta industrial.

• Los transformadores se encuentran ubicados en la subestación. El transformador general es trifásico con relación de transformación 23kV/4.16 kV, el transformador para servicios generales y alumbrado es trifásico con relación de transformación 4.16 kV/380V.

4

b) Para alimentadores que sirven consumos de alumbrado exclusivamente a la carga total de los circuitos determinada de acuerdo a la sección 11 se le aplicarán los factores de demanda señalados en la tabla Nº 7.5. Estos factores de demanda no se aplicarán sobre subalimentadores en los que puede estar presente la totalidad de la carga en forma per-

1 TABLA N 7.5 DE NCh Elec. 4/2003 FACTORES DE DEMANDA PARA CALCULO DE ALIMENTADORES DE ALUMBRADO

Casa habitación Hospitales Hoteles y moteles

Bodegas Todo otro tipo

Primeros 3,0 Sobre 3,0 Primeros 50,0 Sobre 50,0 Primeros 20 Desde 20,1 a 100 Sobre 100,0 Primeros 15 Sobre 15 Toda la potencia1,00

manente o esporádica por períodos superiores a 15 minutos.

7.1.2.2.-

Se aceptarán factores de demanda distintos a los valores indicados en esta tabla, cuando mediante un estudio realizado sobre la base de las características de uso de instalación o las de proceso, se justifique dicho valor.

11.000 W

Por lo tanto la corriente nominal del alimentador es, (se supone un alimentador trifásico con cargas equilibradas)

1,00 0,35 0,40 0,20 0,50 0,40 0,30 1,00 0,50

Los alimentadores se protegerán a la sobrecarga de acuerdo a la potencia utilizada, estando limitada la protección máxima por la capacidad de transporte de corriente de los conductores. Corresponde seleccionar primero el interruptor termomagnético, y luego determinar un conductor cuya capacidad exceda a lo menos un 10 % la capacidad de la protección.

Aplicando la Tabla 7.5, 11.000 W al 100 % =

factor de demanda


potencia sobre la que se aplica el factor de demanda

tipo de consumidor

La protección adecuada para este circuito es de 20 A. Dimensionamiento de conductores (secciones 7.1.1.2 a 7.1.1.3 de la NCh Elec. 4/2003) 7.1.1.2.-

La sección de los conductores de los alimentadores y subalimentadores será, por lo menos, la suficiente para servir las cargas determinadas de acuerdo a 7.2. En todo caso la sección mínima permisible será de 2,5 mm2.

7.1.1.3.-

La sección de los conductores de los alimentadores o subalimentadores será tal que la caída de tensión provocada

Protecciones: (secciones 7.1.2.1 a 7.1.2.2 de la NCh Elec. 4/2003) 7.1.2.1.-

Los alimentadores se deberán proteger tanto a la sobrecarga como al cortocircuito, con las protecciones adecuadas a cada situación.

5

1

por la corriente máxima que circula por ellos determinada de acuerdo a 7.2.1.1, no exceda del 3% de la tensión nominal de la alimentación, siempre que la caída de tensión total en el punto más desfavorable de la instalación no exceda del 5% de dicha tensión. Estos valores son válidos para alimentadores de alumbrado, fuerza, calefacción o combinación de estos consumos.

Alumbrado y enchufes área de proceso Protecciones: (secciones 7.1.2.1 a 7.1.2.2 de la NCh Elec. 4/2003 ) Aplicando la Tabla 7.5, 10.000 W al 100 % = 10.000 W Por lo tanto la corriente nominal es,

10000 I = ––––––– = 15,2A 3 380

Conductor a seleccionar: Monoconductor THWN, 75°C, 600 V Sección de conductor escogida preliminarmente: 3,31 mm2 (12 AWG) Capacidad de transporte del conductor: 25 A

Para una corriente nominal de 15,2 A en el alimentador se selecciona un interruptor termomagnético de 20 A.

Caída de tensión

Dimensionamiento de conductores (secciones 7.1.1.2 a 7.1.1.3 de la NCh Elec.4/2003)

Para calcular la caída de tensión en el conductor se aplica la siguiente fórmula:

V= 3 I L (R cosϕ + Xsenϕ)

Sección de conductor escogida preliminarmente: 3,31 mm2

Donde, V I L R X

ϕ

= = = =

caída de tensión en V corriente nominal del circuito en A longitud del conductor en km resistencia ohmica del conductor en Ohm/km = reactancia inductiva del condutor en Ohm/km = ángulo de desfase entre tensión y corriente.

Para este caso particular se tienen los siguientes datos: I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

17

0,03

5,315

0

V

ϕ 0

= 4,7 V

V x 100%=––– 4,7 x 100%= 1,23% V% = –––––––– Vnominal 380 El conductor seleccionado cumple con lo especificado en 7.1.1.3.

6

Conductor a seleccionar: Monoconductor THWN, 75°C, 600 V

Para este caso particular se obtienen los siguientes datos I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

ϕ

15,2

0,08

5,315

0

0

V = 11,2 V V % = 2,94 % El conductor seleccionado cumple con lo especificado en 7.1.1.3. Carga total alumbrado y enchufes (Según tabla 7.5 de la NCh Elec. 4/2003) Alumbrado y enchufes oficina y bodegas 4 kW + 4 kW + 3 kW =11 kW 11 kW al 100% 11.000 W Alumbrado y enchufes proceso 5 kW + 5 kW = 10 kW 10 kW al 100% 10.000 W

TOTAL ALUMBRADO Y ENCHUFES

21.000 W

1

Cálculo del transformador de alumbrado y enchufes.

CENTRO DE CONTROL DE MOTORES CCM

Como se consideran cargas básicamente resistivas, hacemos la aproximación de un (1) kW por un (1) kVA

Motor 1. (Régimen permanente)

Potencia del transformador: Considerando una potencia en el secundario de 21 kVA y una eficiencia del 90%

21kVA P = —————— = 23, 0,9

Dimensionamiento de conductores (secciones 12.2.1 a 12.2.3 de la NCh Elec. 4/2003) 12.2.1.-

La sección mínima de conductor empleado para alimentar motores fijos será de 1,5 mm2.

12.2.2.-

La sección de los conductores que alimenten a un motor de régimen permanente será tal que asegurar una capacidad de transporte, por lo menos, igual a 1,25 veces la corriente de plena carga del motor.

12.2.3.-

La sección de los conductores que alimenten a un motor, sea éste de régimen periódico, intermitente o de breve duración, será tal que asegure una capacidad de transporte como mínimo igual a la corriente de plena carga afectada por un factor determinado de acuerdo a la tabla Nº 12.28.

De acuerdo con lo anteriormente calculado, el transformador a seleccionar será de 30 kVA conforme a las potencias suministradas por el fabricante. Corriente nominal del secundario: P 30kVA I= —————— = —————— 3 V 3 380

Corriente nominal del primario: P 30kVA I= —————— = —————— 3 V 3 4160

TABLA N° 12.28 FACTORES DE DIMENSIONAMIENTO DE ALIMENTACION A MOTORES DE REGIMEN NO PERMANENTE tipo de funcionamiento

tipo de régimen

5 minutos

15 minutos

30 – 60 minutos

Breve duración (operación de válvulas o descenso de rodillos y otros similares)

1,1

1,2

1,5

Intermitentes (ascensores, montacargas, máquinas herramientas, bombas, puentes levadizos, tornamesas, etc.)

0,85

0,85

0,9

1,4

Periódicos (rodillos, laminadores, etc.)

0,85

0,9

0,95

1,4

Variables

1,1

1,2

1,5

2

Nota: En la norma NCh Eléc. 4/84 esta tabla corresponde a la número 12.26

8

Más de 60 minutos

Los tiempos de funcionamiento indicados son los períodos en los cuales los motores, por su diseño, alcanzan la temperatura nominal de trabajo y pueden operar; cumplido este período necesitan un intervalo de refrigeración.

V P In In x 1,25

= 4160 V = 100 HP = 13 A = 16,25 A

Isc = In x 1,25 = 16,25 A Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1 a 12.3.2.2)

Monoconductor XAT ,90 °C, 5 kV, NA 133% Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2 (6 AWG). El fabricante no suministra conductores de inferior calibre a ese nivel de tensión. Para este caso particular se obtienen los siguientes datos I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

ϕ

16,25

0,02

1,323

0,170

32°

= 0,7V = 0,02%

El conductor seleccionado cumple con lo especificado en 7.1.1.3.

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.2 de la NCh Elec. 4/2003 ) 12.3.1.2.- Todo motor de régimen permanente cuya potencia sea superior a 1 HP deberá protegerse, contra las sobrecargas, mediante un dispositivo de protección que responda a la corriente del motor. Este protector tendrá una capacidad nominal o estará regulado a no más de 1,25 veces la corriente nominal del motor si se trata de motores con factor de servicio no inferior a 1,15 ó, a no más de 1,15 veces la corriente nominal del motor para todo otro caso. N.A.-

También los motores fabricados bajo normas europeas dan estos coeficientes Por lo tanto,

Conductor a seleccionar:

V V%

1

señala la sobrecarga permanente que el motor tolera. Usualmente se lo identifica en placa por las letras F.S. o S.F.

El factor de servicio es un coeficiente usado en los motores fabricados de acuerdo a Normas Norteamericanas y

12.3.2.1.- Todo motor deberá contar con una protección de cortocircuito. Esta protección se dimensionará de modo tal que sea capaz de soportar sin operar, la corriente de partida del motor. 12.3.2.2.- La capacidad nominal de las protecciones de cortocircuito de un motor se dimensionará comparando la característica de la corriente de partida y el correspondiente valor durante el período de aceleración del motor o máquina, si es que el motor parte acoplado a su carga, con la curva de respuesta de la protección seleccionada de modo que ésta no opere bajo condiciones normales de partida.


(*)

A pesar de que se fijan los parámetros a tener en cuenta para la selección del dispositivo de protección de cortocircuito, no se entregan datos concretos para el cálculo y el tipo de protección a implementar. Para tal efecto se introduce aquí un aparte del NEC (Nacional Electrical Code) donde se establecen metodologías para el cálculo y selección de la protección. 430-52. Corriente máxima o de programación de los circuitos individuales de motores. (a) General. El dispositivo de protección contra cortocircuitos y fallas a tierra del circuito ramal debe cumplir los siguientes apartados (b) y (c) o (d), según proceda. (b) Todos los motores. El dispositivo de protección del motor contra cortocircuitos y fallas a tierra del circuito ramal, debe ser capaz de transportar la corriente de partida del motor.

9

1

a. Se permite aumentar el valor nominal de un fusible sin retardo de tiempo que no exceda los 600 A o un fusible con retardo de tiempo del tipo Clase CC, pero que en ningún caso exceda el 400% de la corriente a plena carga.

(c) Corriente nominal o de disparo. (1) Se debe emplear un dispositivo protector con una corriente nominal o un valor de disparo que no supere el valor calculado de acuerdo con lo establecido en la Tabla 430-152.

b. Se permite aumentar el valor nominal de un fusible con retardo (de dos elementos), pero que en ningún caso exceda el 225% de la corriente a plena carga.

Excepción Nº. 1: Cuando los valores de los dispositivos de protección de los circuitos ramales contra cortocircuitos y fallas a tierra, calculados según la Tabla 430-152, no correspondan con los valores normalizados de los fusibles, interruptores automáticos no ajustables, protectores térmicos o interruptores automático ajustables, se permite utilizar el valor inmediatamente superior.

c . Se permite aumentar el valor nominal de un interruptor automático de tiempo inverso, pero que en ningún caso pueda superar (1) el 400% de la corriente a plena carga para corrientes de 100 A o menos o (2) el 300% de la corriente a plena carga para más de 100 A.

Excepción Nº. 2: Cuando los valores especificados por la Tabla 430-152 modificado por la excepción No. 1, no es suficiente para la corriente de partida del motor:

d. Se permite aumentar el valor nominal de un fusible de 601-6.000 A, pero que en ningún caso pueda superar el 300% de la corriente a plena carga.

TABLA N° 430.152 CORRIENTE MAXIMA O AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCION CONTRA CORTOCIRCUITOS Y FALLAS A TIERRA DE LOS CIRCUITOS RAMALES DE MOTORES porcentaje de la corriente a plena carga

Fusible sin retardo **

Fusible con retardo ** (de dos componentes)

Interruptor automático de disparo instantáneo

Interruptor automático de tipo inverso*

300

175

800

250

De jaula de ardilla: Todos menos los de Tipo E Los de Tipo E Síncronos #

300 300 300

175 175 175

800 1.100 800

250 250 250

Con rotor bobinado

150

150

800

150

150

150

250

150

tipo de motor

Monofásico Polifásico de c.a. sin rotor bobinado

De c.a. (tensión constante)

10

*

Los valores de la última columna también cubren las corrientes de los interruptores automáticos no ajustables de tiempo inverso, los cuales pueden modificarse según el Artículo 430-52.

**

Los valores de esta columna son para fusibles de Clase CC con retardo.

#

Los motores síncronos de bajo par y baja velocidad (normalmente 450 rpm o menos), tales como los utilizados con compresores reciprocantes, bombas, etc. que arrancan sin carga, no requieren que la corriente de los fusibles o interruptores automáticos sea mayor del 200% de la corriente a plena carga.

In (protección) = In motor x 8 = 104 A Nota: la corriente de cortocircuito es aquella que se produce, en este caso, en bornes del motor o en algún punto del circuito, cuando hay contacto ente fases o entre una fase y tierra , pudiendo ésta alcanzar valores mucho mayores de los 104 A establecidos anteriormente dependiendo de la impedancia que exista hasta el punto de contacto. Es esta corriente la que se debe limitar mediante la operación de este dispositivo de protección y ella se establece en este caso como de 8 veces la corriente nominal del motor, pero en rigor no es la corriente de cortocircuito, sino que es el valor nominal de corriente que corresponde a la “protección de cortocircuito”. El valor normalizado inmediatamente superior para esta protección es 110 A.

MOTOR 2. (Régimen permanente)

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.2)

1

Isc = In x 1,25 = 12,5 A Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1 a 12.3.2.2) Se desea utilizar como dispositivo de protección un interruptor automático, por lo tanto la corriente de cortocircuito se calcula como, In (protección) = In x 8 = 10 x 8 = 80 A El valor normalizado para esta protección es 80A

MOTOR 3. (Régimen Intermitente, período de funcionamiento de 30 a 60 minutos) Dimensionamiento de conductores (secciones 12.2.1 a 12.2.3) V P In In x 0,9

=4160 V = 200 HP = 26 A = 17,4 A


Se desea utilizar como dispositivo de protección un interruptor automático, con una intensidad nominal de disparo de ocho veces la corriente nominal en régimen permanente del motor, por lo tanto:

Conductor a seleccionar: Dimensionamiento de conductores (secciones 12.2.1 a 12.2.3) = 75 HP P In = 10 A In x 1,25 = 12,5 A

Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2 (6 AWG)

Conductor a seleccionar: Monoconductor XAT ,90 °C, 5 kV, NA 133%

I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

12,5

0,05

1,323

0,170

= 1,3 V = 0,03%

I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

17,4

0,075

1,323

0,170

V V%

Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2 (6 AWG).

V V%

Monoconductor XAT, 90 °C, 5 kV, NA 133%

ϕ 32°

ϕ 32°

= 2,7 V = 0.07%

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.8) 12.3.1.8.- Los motores usados en condiciones de régimen de breve duración, intermitente o periódico, se considerarán protegidos contra la sobrecarga por las protecciones de cortocircuito y de falla a tierra, siempre que estas cumplan lo establecido en 12.3.2. Se considerará

11

1

como régimen permanente a todo motor, salvo que por las condiciones de uso o de proceso sea imposible que pueda trabajar en forma permanente. N.A.-

El dispositivo usual de protección contra sobrecargas es el protector térmico.

Durante el período de funcionamiento normal, se considera que el motor está en régimen permanente, por lo tanto: Isc = In x 1,25 = 32,5 A Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1 a 12.3.2.2) Se desea utilizar como dispositivo de protección un interruptor automático, por lo tanto la corriente nominal de esta protección de cortocircuito se calcula como, In (protección) = In x 8 = 26 x 8 = 208 A El valor normalizado inmediatamente superior para esta protección es 225 A Comentario adicional: lo anterior es válido cuando se trata de protecciones de valores fijos, pero se pueden utilizar protecciones ajustables dentro de cierto rango, luego, podría obtenerse el valor de 208 A dependiendo del dispositivo que se use (marca y características)

MOTOR 4. (Régimen permanente) P = 300 HP In = 38 A In x 1,25 = 47,5 A Conductor a seleccionar: Monoconductor XAT, 90 °C, 5 kV, NA 133% Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2 (6 AWG)

Protección contra sobrecargas (sección 12.3.1.8) Isc = In x 1,25 = 47,5 A Protección de cortocircuito (secciones 12.3.2.1 a 12.3.2.2) Se desea utilizar como dispositivo de protección un interruptor automático, por lo tanto la corriente de cortocircuito se calcula como, In (protección) = In x 8 = 38 x 8 = 304 A El valor normalizado inmediatamente superior para esta protección es 350 A

Alimentador del CCM Dimensionamiento de conductores (sección 12.2.6) 12.2.6.-

En grupos de motores en que existan motores de régimen permanente, periódico, intermitente y/o de breve duración, la sección de los conductores que alimentan al grupo deberá permitir una capacidad de transporte para una corriente que se determina como sigue: • La suma de las corrientes de plena carga de los motores de régimen permanente, más... • La suma de las corrientes de plena carga de los motores de régimen no permanente, afectada por el factor que corresponda, determinado de acuerdo a la tabla Nº 12.28, más... • 0,25 veces la corriente de plena carga del motor de mayor potencia afectada por el factor correspondiente de acuerdo a la tabla Nº 12.26 si el motor no es de régimen permanente.

Por lo tanto, I = 13 + 10 + 26 x 0.9 + 38 + 38 x 0.25 = 93,9 A

I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

47,5

0,08

1,323

0,170

V V%

12

=8V = 0.19 %

ϕ 32°

Conductor a seleccionar: Monoconductor XAT ,90 °C, 5 kV, NA 133% Sección de conductor adecuada: 26,7 mm2 (3 AWG).

I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

93,9

0,08

0,659

0,152

V V%

ϕ 32°

Se tomará como corriente de sobrecarga el 125 % de la corriente nominal del circuito y la misma para la cual está especificado el conductor. Por lo tanto,

1

Isc = In x 1,25 = 17,5 A

= 8,3 V = 0.20 %

HORNO

Dimensionamiento de conductores (sección 12.2.9).

Dimensionamiento de conductores (sección 13.1.1.4 de la NCh Elec. 4/2003)

12.2.9.-

13.1.1.4.- Los conductores de alimentación de circuitos de calefacción se dimensionarán de modo de asegurar una capacidad de transporte de corriente no inferior a 1,25 veces la corriente de carga del circuito. En todo caso, la sección mínima será de 2,5 mm2.

De acuerdo a 7.2.1.1(a), 7.2.1.1.-

= 4.160 V

V

La sección de alimentadores y subalimentadores que den energía a instalaciones de fuerza o combinación de fuerza y otros consumos se determinará de acuerdo a lo establecido en la sección Nº 7.

La carga nominal de un alimentador, según la cual se dimensionará, no será menor que la suma de las cargas de todos los circuitos que sirve el alimentador, determinadas de acuerdo a las secciones 11 y siguientes, y sujetas a las siguientes disposiciones:


ALIMENTADOR GENERAL

In x 1,25 = 17,5 A Conductor a seleccionar: Monoconductor XAT, 90 °C, 5 kV, NA 133% Sección de conductor adecuada: 13,3 mm2 (6 AWG) I [A]

L [km]

R [Ohm/km]

X [Ohm/km]

17,5

0,105

1,323

0,170

V V%

ϕ 32°

=4V = 0,1 %

Protección contra sobrecargas (sección 13.1.1.6) 13.1.1.6.- Las protecciones de los circuitos de calefacción deberán dimensionarse de modo de asegurar que los conductores de alimentación del circuito queden protegidos contra sobrecargas y cortocircuitos.

a) Para alimentadores que sirven cargas permanentes o una combinación de cargas permanentes y cargas intermitentes, el alimentador y sus protecciones se dimensionarán de acuerdo a la suma de las cargas intermitentes, afectadas por el factor de diversidad correspondiente más la carga permanente afectada por el factor de demanda correspondiente. Para el cálculo de los alimentadores de alumbrado y enchufes, del centro de control de motores y del horno, estos ya fueron afectados por los factores de diversidad y demanda correspondientes por lo tanto la corriente del alimentador principal a 4160 V que conduce corriente para las cargas anteriormente mencionadas es: In = 4,16 + 93,9 + 14 = 112 A Del otro lado del transformador, es decir a 24 kV, la corriente del alimentador sería: 112 x V2/V1 = 19 A.

13

Figura 1.2 - Diagrama esquemático de la alimentación eléctrica. Análisis de casos: Dimensionamiento de conductores en una instalación industrial

1

14

2 APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS

Se disponen de celdas destinadas a los siguientes usos:

• • • •

Celda de entrada de línea. Celda de protección general. Celda de medida. Celda de salida. Destinada para salida de línea a transformadores.

CASO N° 2. Alimentación en 24 kV de un área comercial. CENTRO DE TRANSFORMACION Alimentación de energía eléctrica a una gran área comercial con dos transformadores de 800 kVA, Z=5% y con centro de seccionamiento separado del centro de transformación. Tensión 23 kV.

Los detalles constructivos para la ubicación de los transformadores deben ser acorde a las secciones 5.8.3.1 a 5.8.3.7. de la NCh Elec 5/2001. 5.8.3. Subestaciones dentro de edificios

• • • • •

Potencia de cortocircuito del lado de AT = 350 MVA. (Empresa distribuidora) Temperatura de cables enterrados en el suelo 40°C Canalización subterránea del conductor de media tensión. La canalización corre bajo una zona de tráfico pesado. Longitud del conductor que une el centro de seccionamiento con el de transformación = 100 m.

DESCRIPCION DE LA INSTALACION Centro de seccionamiento y medida: Estará ubicado en una edificación independiente a las afueras del edificio. Se construirá de material incombustible y cumplirá los requerimientos fijados en la sección 5.8.5 de la NCh Eléc 5/2001. 5.8.5. Subestaciones en recintos aislados de otras construcciones. 5.8.5.1. En caso de que la subestación se instale en una construcción aislada de otras y que esté dedicada exclusivamente a servir como recinto de la subestación, esta construcción deberá hacerse con material incombustible pero no será necesario cumplir todas las exigencias del párrafo 5.8.3 respecto a la calidad de los materiales y disposiciones constructivas, siempre que una falla producida en la subestación no provoque riesgos a personas ni al medio ambiente que la rodea.

16

5.8.3.1. Los transformadores y el equipo anexo se instalarán de manera de permitir su retiro en caso de ser necesario y que sean fácilmente accesibles al personal que los opere o mantenga, de modo que sea posible abandonar el recinto sin obstáculos aun en caso de peligro. 5.8.3.2. Los recintos de operación de estas subestaciones deberán contar con dos puertas, una de acceso de materiales y equipos y la otra de servicio. Para cumplir esta exigencia se construirán puertas de dos hojas o bien la puerta de servicio puede estar inscrita en la de acceso de materiales. En caso de instalarse transformadores y equipos de dimensiones reducidas, que quepan libremente por la puerta de servicio, se podrá omitir la puerta de acceso de materiales. 5.8.3.3. Las puertas y las protecciones o controles de las aberturas de ventilación deberán ser de material incombustible, al igual que los recubrimientos de muros, pisos y cielos. Se prohíbe el uso de baldosines plásticos en subestaciones con transformadores en aceite. 5.8.3.4. La puerta de servicio debe tener por lo menos 0,80 x 2,10 m, deberá abrir hacia el exterior y estar premunidas de cerraduras de seguridad que permitan abrir desde adentro aun sin necesidad de llaves; la puerta de acceso de los materiales deberá tener dimensiones suficientes como para permitir el cambio de los transformadores y de los equipos anexos de la subestación.

5.8.3.6. Los transformadores refrigerados por aceite se colocarán sobre fosos colectores con capacidad suficiente como para contener el aceite del transformador de mayor potencia más el 30% del contenido de aceite de los demás. Si se construye un foso por cada transformador, cada uno de ellos deberá tener la capacidad correspondiente al volumen de aceite del respectivo transformador. Si no hay espacio suficiente para construir el o los fosos colectores, se construirán ductos de salida que conduzcan el aceite hacia el exterior. 5.8.3.7. En caso de no ser posible la construcción de los fosos considerados en 5.8.3.6 el umbral de la puerta deberá tener una altura sobre el nivel del piso de modo tal que impida la salida al exterior del aceite del transformador de mayor potencia, en caso de rotura del estanque de éste o de una falla similar. En todo caso la altura mínima debe ser de 0,10 m. La evacuación del aceite se deberá hacer de modo de evitar la contaminación del ambiente o de napas subterráneas de agua. Se prohíbe su evacuación a través de sistema de alcantarillado. Dispondrá de:

• • •

Centro de entrada de línea. Celdas de protección de los transformadores. Celdas de transformadores.

Memoria de cálculo: Corriente nominal del primario (dos transformadores), P V η

= 1600 kVA = 23 kV = 95%

Corriente nominal del primario (un transformador), P V η

= 800 kVA = 23 kV = 95%

Corriente nominal del secundario, P V

2

= 800 kVA = 0.38 kV

Cálculo de las protecciones de las celdas, secciones 9.2.0.2 a 9.2.0.15 de la NCh Elec 5/2001.

9.2.0.2. Todo transformador integrante de una subestación de patio deberá tener un interruptor o desconectador adecuado, que permita separarlo de su alimentador primario.


5.8.3.5. Las puertas deberán permanecer cerradas en todo momento y sólo podrán ser abiertas por personal calificado; sobre ellas deberá pintarse un letrero con la señalización correspondiente de acuerdo a las normas respectivas.

9.2.0.3. Cada transformador que integre una subestación de patio deberá estar protegido en su lado primario por una protección individual. Si se usan fusibles como protección su capacidad nominal no deberá exceder de 1,5 veces la corriente nominal del transformador y si se usan interruptores automáticos, éstos deberán tener una capacidad nominal o estar regulados a no más de 3 veces dicho valor. 9.2.0.4. La protección prescrita en 9.0.2.3 se podrá omitir cuando la protección del alimentador primario cumpla la exigencia hecha a la protección individual en cuanto a su capacidad o regulación y la longitud de éste no sea superior a 200 m. 9.2.0.5. Cuando el valor de 1,5 veces la corriente nominal del transformador no corresponde a una capacidad comercial del fusible se podrá instalar la capacidad superior más próxima. 9.2.0.6. Se podrá omitir la protección individual de un transformador siempre que la protección del alimentador primario tenga una capacidad nomi-

17

2

nal o esté regulado a valores que no excedan los indicados en la tabla Nº 9.27 y el secundario del transformador tenga un dispositivo de protección de capacidad nominal o que esté regulado a valores superiores a los indicados en la citada tabla. 9.2.0.7. Se podrá omitir la protección individual del primario de un transformador en el caso de que éste cuente con una protección térmica de sobrecarga coordinada por el fabricante. 9.2.0.8. Se exigirá la protección de la subestación mediante interruptores automáticos o reconectadores en aquellos casos en que las corrientes de cortocircuitos en el secundario excedan de 30 KA. 9.2.0.9. Cuando se conecten transformadores en paralelo se deberán disponer enclavamientos que eviten la realimentación a través del secundario, cuando cualquiera de los transformadores se desconecte de la alimentación primaria. 9.2.0.10. En subestaciones en el interior de edificios no se podrá usar como protecciones desconectadores fusible del tipo intemperie. 9.2.0.11. Queda estrictamente prohibida la alteración de las características de operación o regulación de las protecciones así como el empleo de fusibles reparados o capacidades superiores a las correspondientes.

9.2.0.12. De acuerdo a lo determinado por las condiciones de operación y uso de una subestación para instalaciones de consumo se podrá proyectar un esquema de protecciones primaria operado mediante relevadores que aseguren un grado de protección a lo menos equivalente al obtenido mediante las protecciones exigidas en los párrafos anteriores. 9.2.0.13. Las protecciones de una subestación interior deberán estar coordinadas con las protecciones del empalme de la Empresa Eléctrica, de modo que actúen en forma selectiva; con este fin se deberá efectuar el estudio de coordinación respectivo, de acuerdo a los datos que deberá proporcionar la Empresa Eléctrica. 9.2.0.14. Todos los equipos de control, protección y operación que correspondan a una instalación de media o alta tensión alimentados en baja tensión, a través de transformadores de potencial, deberán constituir un conjunto separado a fin de permitir una operación y mantenimiento fácil y seguro, sin necesidad de interrumpir la alimentación primaria de la subestación. 9.2.0.15. Los tableros de baja tensión que se instalen en una subestación deberán cumplir las exigencias constructivas y condiciones de montaje establecidas en la sección 6 de la norma NCh Elec 4/2001.

TABLA Nº 9.27 DE NCh Elec. 5/2001 protección primaria

18

secundario

Operando a más de 600 V

Operando a 600 V ó menos

Impedancia del Transformador

Automático

Fusible

0/1

x In

x In

Automático x In

Fusible x In

Automático o Fusible x In

No más de 0,06

6

3

3

1,5

2,5

Entre 0,06 y 0,10

4

2

2,5

1,25

2,5

CELDA DE ENTRADA Seccionador tripolar de 25 kV, 300 A, con mando manual.

CELDA DE PROTECCION GENERAL - Seccionador tripolar con mando manual - Disyuntor de corte en SF6 de 300 A, (tabla 9.27), 25 kV y poder de corte de 500 MVA a 23 kV - Barra tripolar aislada - Barra de puesta a tierra - Mando manual - Bobina de disparo a 24 V c.c - Contactos auxiliares - Armario de protecciones indirectas para: Sobrecorriente Cortocircuitos de fases y homopolar

CELDA DE MEDIDA Tres transformadores de potencial de relación de transformación:

24 kV, 50 VA, clase 0.5 - Tres transformadores de corriente de relación 50/5 A, 25 kV, clase 0.5 y 15 VA. - Barra tripolar aislada. - Barra de puesta a tierra.

CELDA DE SALIDA

2

Idéntica a la celda de entrada CELDA DE ENTRADA AL CENTRO DE TRANSFORMACION - Interruptor tripolar con mando manual. - Seccionador tripolar de puesta a tierra con cierre brusco para 25 kV. - Barras, pletina y cable de cobre para la puesta a tierra de la instalación CELDAS DE PROTECCION DE LOS TRANSFORMADORES - Seccionador con mando manual. - Seccionador de puesta a tierra. - Fusibles 25 kV/63 A (Tabla 9.27). - Bobina de disparo de 220 V. - Barra tripolar aislada. - Barra de puesta tierra. CELDAS DE TRANSFORMADORES Transformador trifásico, refrigerado en aceite, para servicio continuo de las siguientes características:


Descripción de las celdas:

- P=800 kVA - Tensión nominal primaria en vacío: 23000 +/- 2.5% +/- 5% V - Tensión nominal secundaria en vacío: 380/220 V - Grupo de conexión: Dy11 - Nivel de aislamiento: 1,2/50 ms (125 kV) y a 50 Hz durante un minuto (50kV) - Elementos de protección: termómetro y relé Buchholz EQUIPO DE MEDIDA Un contador de energía activa simple, trifásico, 4 hilos, para conexión a transformadores de potencial y corriente clase 1.

19

2 TABLA N 8.25 DE LA NCh Elec. 4/2003 CAPACIDADES DE TRANSPORTE DE CORRIENTE PARA CABLES MONOCONDUCTORES EN MT tensión de servicio [V]

Sección

2.001 a 5.000

5.001 a 15.000

[mm2]

15.001 a 35.000

Condiciones de Instalación A

B

C

D

A

A(*)

B

C

D

8,37

83

55

64

110

-

-

-

-

-

13,3

110

75

85

140

110

-

83

90

130

21,2

145

97

110

180

150

-

110

115

170

33,6

190

130

145

230

195

-

150

155

210

42,4

225

155

170

260

225

225

170

175

240

53,5

260

180

195

295

260

260

195

200

275

67,4

300

205

220

335

300

300

225

230

310

85

345

240

250

385

345

345

260

260

355

107

400

280

290

435

400

395

295

295

405

126,7

445

315

320

470

445

440

330

325

440

152

495

177,3

550

385

385

570

550

545

395

390

535

202,7

615

253,4

695

475

470

690

685

680

480

465

650

380,2

900

600

585

845

885

870

585

565

805

506,8

1075

690

670

980

1060

1040

675

640

930

Línea de Interconexión (sección 8.2) de la NCh Elec. 4/2003 8.2.- Disposiciones Aplicaciones a Líneas Subterráneas de Distribución

CONDICIONES DE INSTALACION

20

corresponderán a tramo de tensiones de servicio 15001 a 35000 V. B.- Tres cables monoconductores en un ducto separado de otros, al aire; temperatura ambiente 40ºC, temperatura de servicio del conductor 90ºC.

A.- Cable monoconductor al aire; temperatura ambiente 40ºC, temperatura de servicio del conductor 90ºC.

C.- Tres cables monoconductores en un ducto subterráneo; temperatura ambiente 20ºC, temperatura de servicio del conductor 90ºC.; factor de carga 1,0, resistencia térmica Q=90

(*) Esta es la única condición de servicio en que se separan los conductores según 3 tensiones de servicio por esta razón los valores de capacidad de transporte de esta columna

D.- Cable monoconductor enterrado directo en tierra; temperatura ambiente 20ºC, temperatura de servicio del conductor 90ºC; factor de carga 1,0, resistencia térmica Q=90

2

1.- Las capacidades de transporte de corriente a temperaturas ambientes distintas de las consideradas en las tablas 8.26 y 8,27 pueden determinarse a partir de la siguiente expresión:

I2= I1

θc — θa2 — ∆D ——————— θc — θa1 — ∆D

θa2 =

Temperatura ambiente de cálculo en grados C = 40 θc = Temperatura del conductor en grados C = 90 ∆D = Pérdidas dieléctricas por variación de temperatura = 0

I2= I1

En donde:

I2 = 148 A

I1 = Capacidad de transporte de I2 = θa1 = θa2 = θc = ∆D =

corriente obtenida de las tablas Capacidad de transporte de corriente a la temperatura θa2 Temperatura ambiente indicada en tabla. Temperatura ambiente de cálculo en grados C. Temperatura del conductor en grados C. Pérdidas dieléctricas por variación de temperatura.

2.- Las capacidades de transporte indicadas en las tablas Nº 8.25 y N º 8.26 se han fijado considerando que las pantallas metálicas de los cables están puestas a tierra en un solo extremo, si estas pantallas se aterrizan en mas de un punto estas capacidades de transporte deberán corregirse tomando en cuenta el aporte de calor producido por la corriente que circulará en este caso por la pantalla. Se utilizarán 3 cables monoconductores tipo ET de 42,4 mm2, 25 kV, NA 100% canalizados en ductos de PVC. El fabricante sólo ofrece conductores de secciones mayores o iguales a 53,5 mm2 motivo por el cual se ha seleccionado este conductor.

Cálculos: Corriente máxima admisible para el conductor de Media Tensión ET de 42,4 mm2, 25 kV Según lo especificado en la sección 8.2, apartado 1

I1

Caída de tensión del conductor que une el centro de seccionamiento con el de transformación: Para el conductor de media tensión ET de 42,4 mm2, 25 kV Aplicando la fórmula

V= 3 I L (R cosϕ + Xsenϕ) V I L R X Cos ϕ

= caída de tensión en V = corriente en A = 45 A = longitud en km = 0.1 = resistencia del conductor en Ω/km = 0,415 = reactancia del conductor en Ω/km = 0,173 = 0.8

Por lo tanto V = 3,4 V lo cual significa un 0,01% de la tensión nominal (23 kV), por lo tanto la caída de tensión es inferior al 5 %.

Corriente de cortocircuito Para la potencia de cortocircuito de 350 MVA, tenemos:

350.000 Icc = —————————— 3 Æ 23.000

= Capacidad de transporte de corriente

I2 =

obtenida de las tablas = 175 A Capacidad de transporte de corriente a la temperatura θa2

θa1 = Temperatura ambiente indicada en tabla = 20 °C

22

θc θa2 ∆D 90= 175 40 =175 0,845 = 148A ——————————— ———————90 20 θc θa1 ∆D

Suponiendo que la línea se protege desde su inicio con un interruptor automático con tiempo de despeje del cortocircuito inferior a 0,3 s se tiene que para un conductor de cobre de 42,4 mm2, la Icc admisible se obtiene de:

S=

Corriente de cortocircuito en A Duración de la corriente en segundos Constante cuyo valor normal es de 142 para el cobre Sección del conductor en mm2

Por lo tanto para verificar que el conductor seleccionado es el apropiado se calculará la sección mínima para un cortocircuito de estas características.

El conductor ET de sección 42,4 mm2, 25 kV cumple con los requerimientos para la instalación.

8.2.11.4.- Los valores de las tablas Nº 8.17, Nº 8.17a, Nº 8.18 y Nº 8.18a serán válidos para tramos de tuberías de hasta 20 m de largo, rectos o con no más de dos curvas con una desviación total no superior a 180º: Para tramos de distancias superiores o para desviaciones mayores a las indicadas se deberá colocar cajas de paso intermedias. 8.2.11.5.- En tuberías que lleven más de tres conductores se deberán aplicar los factores de corrección de capacidad de transporte de corriente indicados en la tabla Nº 8.8. Aplicando la Tabla 8.16 en mención,

Tubería Según sección 8.2.11 y Tablas 8.16 a 8.19 de la NCh Elec. 4/2003

8.2.11.-

Cantidad máxima de conductores en tuberías

8.2.11.1.- La cantidad máxima de los diferentes tipos de conductores en los distintos tipos de tuberías se fijará de acuerdo a lo prescrito en las tablas Nº 8.16 a Nº 8.19. 8.2.11.2.- Para fijar la cantidad máxima de conductores en una tubería se aceptará que el conductor o haz de conductores, incluyendo la aislación de cada uno de ellos, ocupe un porcentaje de la sección transversal de la tubería que esté de acuerdo a lo prescrito por la tabla Nº 8.16. 8.2.11.3.- La cantidad de conductores, determinada de acuerdo a la tabla Nº 8.16 y sus condiciones de aplicación, se verificará comparando el diámetro interno de la tubería considerada con el diámetro de la envolvente teórica del haz de conductores respectivo. La diferencia entre

TABLA N° 8.16 PORCENTAJE DE SECCION TRANSVERSAL DE LA TUBERIA OCUPADA POR LOS CONDUCTORES

Número de conductores

1

2

3 ó más

Porcentaje ocupado

50

31

35

2


I= t = K=

ellos no deberá ser inferior a 3 mm para los valores de las tablas Nº 8.17, Nº 8.17a, Nº 8.18 y Nº 8.18a y de 12 m, para la tabla Nº 8.19.

Condiciones de aplicación de la tabla Nº 8.16: • Cuando se trata de tuberías de unión de gabinetes de tableros o similares, de una longitud no superior a 1 m se podrá considerar un porcentaje de área de hasta el 60 %. • Cuando en el cálculo de la cantidad de conductores de un determinado tipo de tubería se obtengan valores decimales, sólo se aproximará al entero superior si el decimal es de 0,8 o mayor. • Para combinación de conductores de diferentes secciones nominales se respetarán los valores indicados en la tabla Nº 8.16, usando las dimensiones de conductores y tuberías indicadas en las tablas Nº 8.10 y Nº 8.18, respectivamente. • Cuando el conductor de tierra forme parte del haz de conductores deberá incluirse en el cálculo.

23

2

El conductor seleccionado tipo ET, 25 kV, 42,4 mm2 tiene un diámetro exterior de 29,69 mm. La sección de cada conductor es 692,33 mm2, por lo tanto la sección de tres conductores equivale a un área de 2.077 mm2 Aplicando la Tabla 8.19 de la NCh Eléc 4/2003 TABLA N° 8.19 DIMENSIONES Y PORCENTAJES DE SECCION TRANSVERSAL PARA LOS DISTINTOS TIPOS DE DUCTOS Diámetro Nominal Tipo de Ducto t.p.p. t.a. t.p.r. t.a.g. t.a. c.a.g. t.p.f. ++ 1/2” + 1/2” + 16 mm 5/8” 1 + /2” 3/4” 3/4” 1” 1” 1 1/4” 1 1/4” 1 1/2” 1 1/2” 2” 50 mm 2” 2 1/2” 75 mm 3” 3 1/2” + 4” +110 mm 100 mm + 4”

Diámetro Interno

Sección Transversal

50% Sección Transversal



[mm2] 107,51 113,10 141,03 151,31 195,08 228,32 345,94 415,48 557,39 976,56 1000,90 1316,40 1839,85

[mm2] 53,76 56,55 70,52 75,65 97,54 114,16 172,52 207,74 278,70 338,28 483,52 500,45 658,20

[mm2] 33,33 35,06 43,72 46,91 60,47 70,78 106,96 128,80 172,79 209,73 299,62 310,30 408,08

[mm2] 37,63 39,59 49,32 52,96 68,28 79,91 120,70 145,42 195,09 236,80 338,28 350,34 460,74 643,95 687,23 757,09 1079,98 1546,22 1669,00 2231,56 2618,54 2716,01 2748,90 2874,55

[mm] 11,70 12,00 13,40 13,88 15,76 17,08 20,96 23,00 26,64 29,35 35,08 35,70 40,94 48,40 50,00 52,48 62,68 75,00 77,92 90,10 97,80 99.40 100,00 102,26

+ Estos seis valores corresponden a tubería de polietileno, tubería de PVC y tubo de acero galvanizado de pared gruesa, respectivamente. Los restantes valores corresponden a tubo de acero galvanizado pared gruesa, no existiendo diferencias notorias entre los distintos tipos.

24

++ Corresponde a tubo plástico flexible, las otras medidas de este tipo de tubería se consideran equivalentes a las del tubo de acero. Importante: Los valores que aparecen en esta tabla corresponden a las dimensiones más usuales de las tuberías que se ofrecen en el mercado y son solo referenciales y no deben entenderse como valores de norma para la fabricación de tuberías.

2

Nota. Dimensiones en milímetros

Figura 2.2. - Separador simple apropiado para ductos de 31/2 pulgadas de diámetro. Análisis de casos: Alimentacíon de un área comercial.

26

tpp tag tpf ta tp cag

tubo de polietileno tubo de acero galvanizado tubo plástico flexible tubo de acero barnizado tubo de PVC cañería de acero galvanizado

Como solo se puede hacer uso del 35% de la sección interior de la tubería, el ducto seleccionado para la canalización es de PVC rígido y un diámetro mínimo de 31/2 ”

Canalizaciones y cámaras Según la sección 8.3.3.5. de la norma NCh Elec. 5/2000 se puede aplicar para el diseño de las canalizaciones y las cámaras lo especificado en la norma NCh Elec 4/2001. 8.3.3.5. Tanto la alimentación en media tensión, como la salida a la red de distribución de baja tensión deberán ser canalizadas en forma subterránea, cumpliendo las exigencias establecidas para este tipo de canalizaciones establecidas en esta Norma y la Norma NCh Elec 4/2001, en la medida que sean aplicables.

Según la Norma NCh Elec 4/2003 en las secciones 8.2.16.3 se establecen los parámetros para la instalación y diseño de la canalización subterránea.

2

8.2.16.3.-Los ductos se colocarán en una zanja de ancho y profundidad suficiente, considerando que deberán ir cubiertos por un mínimo de 0,45 m de tierra de relleno, exigiéndose una profundidad mínima de 0,80 m en zonas de tránsito de vehículos. El fondo de la excavación deberá emparejarse con una capa de arena y los ductos deberán tener una pendiente mínima de 0,25% hacia las cámaras próximas. 8.2.16.6.-En canalizaciones formadas por varios ductos se usarán separadores ubicados a distancias convenientes para facilitar la colocación de los ductos y mantener su paralelismo. Ver Figura 2.1. 8.2.16.8.-Se aceptará una distancia máxima de recorrido entre cámaras de 90 m, con un máximo de dos curvas y una desviación por cada curva no superior a 60º con respecto a la línea recta y radios de curvatura de 10 veces el diámetro del ducto respectivo como mínimo.


Las abreviaturas utilizadas tienen los significados siguientes:

Si existen más de dos curvas o una desviación superior a la señalada se deberá colocar cámaras intermedias.

Figura 2.1. -Separadores de ductos en canalización subterráneas. Análisis de casos: Alimentacíon de un área comercial

25


2

Nota. Dimensiones en milímetros

Figura 2.3. - Dibujo en corte de la subterránea de conductores. Análisis de de casos: Alimentación en 24 kV de un área comercial.

27

2

60,0°

1

1

Canalizaci n Subterr nea C mara Centro de Transformaci n Centro de Seccionamiento

Figura 2.4. - Canalización y cámaras subterráneas entre centro de transformación y centro de seccionamiento. Análisis de casos: Alimentación en 24 kV de un área comercial.

28


2

Figura 2.5. - Cámaras empleadas para la canalización subterránea de conductores. Análisis de casos: Alimentacíon 24 kV de un área comercial.

29

2

8.2.16.9.-En tramos rectos se aceptará, colocar cámaras hasta, una distancia máxima de 120 m entre ellas. El ducto que se utilice en estos casos será de un diámetro mínimo de 50 mm. Aplicando la normativa anteriormente mencionada y teniendo en cuenta los datos iniciales de la instalación se puede establecer el corte característico para la canalización y la planimetría de la línea de interconexión.

8.2.17.2.-En zonas muy lluviosas o en que existan napas freáticas que puedan inundar las cámaras y los ductos, el sistema deberá construirse impermeabilizado. Si esta medida es insuficiente deberá instalarse un sistema mecanizado de evacuación de las aguas o utilizar conductores apropiados para trabajar sumergidos.

Línea de Interconexión

8.2.17.3.-Se utilizarán los siguientes tipos de cámaras:

La línea al poseer dos curvas y por tener una longitud superior a 90 m requiere de una cámara, la cual se ubicará en la mitad del recorrido de la canalización. Pero por experiencia constructiva se sugiere colocar dos cámaras. Una, a la salida del centro de seccionamiento, de preferencia antes de la curva; la segunda, a la llegada al centro de transformación, antes que se inicie la curva. No obstante, las curvas de la canalización pueden obviarse colocando las cámaras en el lugar de dichas curvas; de este modo el cambio de dirección lo ejecuta el cable en el interior de la cámara, la cual debe tener las dimensiones adecuadas para permitir el radio de curvatura del cable dado por el fabricante. En esta aplicación se instalarán dos cámaras de acuerdo con lo especificado anteriormente, una a la salida del centro de seccionamiento antes de la curva, y la segunda a la llegada del centro de transformación antes que se inicie la curva. Ver Figura 2.4. Cámaras (sección 8.2.17) 8.2.17.- Cámaras 8.2.17.1.-Las cámaras se usarán para facilitar la colocación, mantenimiento, reparaciones, uniones y derivaciones de los conductores y permitir los empalmes de distintos tipos de ductos. Deberán tener un drenaje que facilite la evacuación rápida

30

de las aguas que eventualmente lleguen a ellas por filtración o condensación.

a)

Cámara tipo "A". Serán de dimensiones suficientes como para permitir el fácil acceso a su interior a una persona para efectuar trabajos. Este tipo de cámara se usará preferentemente en sistemas industriales y cuando el tamaño y el número de conductores así lo aconsejen.

b)

Cámaras tipo “B". Serán de dimensiones tales que permitan la fácil manipulación de los conductores, la inspección desde el exterior y, eventualmente penetrar a su interior para trabajos de guía del alambrado, ejecución de mufas de protección de derivaciones o similares. Este tipo de cámara se usará en instalaciones de menor envergadura que las especificadas en 8.2.17.3 a.

c)

Cámaras tipo “C”. Sus dimensiones deberán permitir la manipulación de los conductores y la inspección desde el exterior. Se utilizarán como cámaras de paso, cámaras de unión o derivación, en instalaciones residenciales y en instalaciones de semáforos.

La cámara más adecuada para una aplicación en media tensión es una Tipo A, con tapa para tráfico de tipo pesado. Ver Figura 2.5. En cada caso se debe hacer el estudio estructural correspondiente. También puede usarse una cámara tipo B, ya que son sólo estos cables los que se están canalizando.

2


Diagrama unifilar Finalmente se presenta el diagrama unifilar de la instalación concebida

Figura 2.6. - Diagrama unifilar del sistema de la línea subterránea de interconexión y los centros de seccionamiento y transformación. Análisis de casos: Alimentación de un área comercial.

31

3 APLICACIONES Y ANALISIS DE CASOS CASO Nº 3. Dimensionamiento económico de cables de alimentación de 10 subestaciones de 13,2 kV. El procedimiento generalmente utilizado para la selección de la sección del conductor de un cable permite determinar la sección mínima admisible, con lo cual se reduce al mínimo el costo de la inversión inicial en el cable. En dicho procedimiento no se tiene en cuenta el costo de las pérdidas que se producen durante la vida de servicio del cable. El creciente costo de la energía, junto con las altas pérdidas de energía producidas a consecuencia de las temperaturas de funcionamiento que permiten los nuevos materiales aislantes (por ejemplo 90 °C para el XLPE y el EPR), obliga en la actualidad a considerar la selección de la sección de los cables con unos criterios económicos más amplios. En lugar de minimizar únicamente el costo inicial, se debe minimizar también la suma del costo inicial y del costo de las pérdidas a lo largo de la vida económica del cable. Debido a esta última condición, un cable con sección de conductor mayor que la que se escogería sobre la base del mínimo costo inicial, producirá unas pérdidas de energía menores para la misma corriente y considerado a lo largo de su vida económica, resultará mucho menos caro. Los costos de las futuras pérdidas económicas que se producirán durante la vida económica del cable se pueden calcular realizando las estimaciones adecuadas del crecimiento de la carga y del costo de la energía. La sección de conductor más económica se consigue cuando se minimiza la suma de los costos futuros de las pérdidas de energía y el costo inicial de compra e instalación. El ahorro en el costo global, cuando se escoge una sección de conductor mayor que la determinada por las limitaciones térmicas, proviene de la considerable reducción del costo de las pérdidas por efecto Joule comparado con el costo de compra.

32

Para los valores de los parámetros financieros y eléctricos empleados en este desarrollo, que no son excepcionales, el ahorro en el costo combinado de compra y de explotación es del orden del 50%. Los cálculos para esquemas financieros más cortos pueden presentar un esquema similar. CALCULO DEL COSTO TOTAL El costo total de un cable considera su costo de instalación y de explotación durante su vida económica, expresado en valores presentes, se calcula de la siguiente manera:

COSTO TOTAL = CT = CI + CJ [\\ S] donde CI CJ

es el costo de la longitud de cable instalado, $ costo en valor presente de las pérdidas por efecto Joule, $.

Evaluación de CJ El costo debido a las pérdidas se compone de dos partes: a. Gastos de energía b. Gastos debidos a la capacidad de suministro adicional requerido para cubrir las pérdidas. a. Costos debidos a los gastos de energía.

= (I2m

x

Æ R Æ l ÆNp Æ Nc ) T

donde Imáx es la máxima carga del cable durante el primer año, A. l es la longitud del cable. R es la resistencia en c.a. del conductor, Ω/m Np es el número de conductores de fase por circuito. Nc es el número de circuitos que transportan una carga del mismo valor y tipo. T es el tiempo de funcionamiento al máximo de pérdidas por efecto Joule, h/año. Si se conoce el factor de carga de las pérdidas m y se puede suponer que es constante durante la vida económica, entonces: T = 8.760

3 Q

es un coeficiente que tiene en cuenta el aumento de carga, el aumento del costo de energía a lo largo de N años y la tasa de descuento

donde el costo de un watt-hora de energía al nivel de tensión considerado, $/Wh

b. Costos debido a la capacidad de suministro adicional El costo de la capacidad de suministro adicional para compensar estas pérdidas es: donde

donde D

es el costo anual para cubrir estas pérdidas, $/W año

a es el aumento anual de carga, % b es el aumento anual del costo de energía, sin incluir el efecto de la inflación, %

El costo total de las pérdidas del primer año es por lo tanto:

Cuando se requieren varios cálculos que implican distintas secciones de conductor, resulta ventajoso expresar todos los parámetros excepto a la corriente y la resistencia del conductor con un coeficiente F, siendo:

Si los costos se pagan al final del año, su valor presente en la fecha de la compra de la instalación es:

Los costos totales vienen dados por:


P

DETERMINACION DE LAS SECCIONES ECONOMICAS DEL CONDUCTOR donde i

es la tasa de descuento, sin incluir el efecto de la inflación, %

Análogamente, el valor presente de los costos de energía durante N años de explotación, depreciado a la fecha de compra es:

Primera aproximación: margen de corrientes económicas para cada conductor en una serie de secciones. Todas las secciones de conductores tienen unos márgenes de corrientes económicas para unas condiciones de instalación dadas. Los límites superior e inferior del margen económico para una sección de conductor están dados por:

33

3

θm S

Límite inferior de Imax=

(

CI — CI1 ——————————— F ÆL Æ R1 — R)

es la temperatura del conductor sección del conductor en mm2

Se puede ajustar un modelo lineal a los valores de costo inicial para el tipo de cable y de instalación bajo consideración, entonces:

Límite superior de Imax=

CI (s) = 1 (A x S + C)

CI2 — CI ———————————— F ÆL Æ(R — R2)

A C

donde costo de longitud de cable instalado cuya sección de conductor se está considerando, $. R resistencia del conductor que se está considerando, Ω/m. CI1 costo de longitud de cable con sección normalizada inmediatamente inferior instalado, $. R1 resistencia en c.a por unidad de longitud de la sección de conductor normalizado inmediatamente inferior, Ω/m. CI2 costo de longitud de cable con sección normalizada inmediatamente inferior instalado, $. R2 resistencia en c.a por unidad de longitud de la sección de conductor normalizado inmediatamente inferior, Ω/m. CI

Segunda aproximación: sección económica de conductor para una carga dada. La sección de conductor económica Sec es la sección que minimiza la función del costo total: CT(s) = CI(s) + I 2m

x

ÆR(s) Æ L Æ F

l

componente variable del costo, relativa a la sección del conductor, $/m.mm2 componente constante del costo, $/m longitud del cable, m

La sección óptima Sec (mm2) puede ser obtenida igualando a cero la derivada respecto a S de la ecuación del costo total, dando:

]

[

0,5

I2m x ÆF Æρ20 ÆB Æ [1 + a20 Æ (θm — 20)] 2 [mm ] Sec = 1000 Æ —————————————————————— A

EJEMPLO PRACTICO Hay que dimensionar un circuito de cable a 6,9 kV para alimentar diez subestaciones de 6,9 kV/0,38 kV igualmente espaciadas a lo largo de la ruta desde una subestación 110 kV/6,9 kV. Véase Figura 3.1 . (Sólo hay un circuito trifásico por lo que Nc = 1 y Np=3). Los valores horarios de corriente Imax durante el primer año para cada segmento se muestran en tabla 3.1. TABLA N° 3.1 VALORES DE CORRIENTE POR SEGMENTO DE RUTA

donde ρ20 ÆB[1 +a20(θm — 20)] ‰ R(s) = ————————————————— m S

[/]

Segmento

Corriente [A]

1

160

2

144

ρ20 resistividad en cc del conductor, Ωm yp, ys factores de efectos superficial y de proximi-

3

128

4

112

dad λ1, λ2 factores de pérdidas en las cubiertas metálicas y armaduras coeficiente de variación de la resistividad del a20 material del conductor en función de la temperatura a 20°C

5

96

6

80

7

64

8

48

9

32

B = (1 + yp + ys )x(1 + λ1 + λ2)

34

donde

3 TABLA 3.2. DATOS FINANCIEROS Vida económica

N

30

años

Tiempo de funcionamiento a pérdidas máximas

T

4380

h/año

Precio de las pérdidas por efecto Joule al final del primer año a 13,2 kV

P

23,9 x 10-3

$/Wh

Gastos debido a las pérdidas

D

0,96

$/Wh. año

A

226,92

$/m.mm2

Aumento anual de la carga

a

0,5

%

Aumento anual del costo de la energía

b

2

%

Tasa anual de descuento

i

10

%

instalación que depende la sección del conductor, se ha calculado que será:


Para este ejemplo, el coeficiente de dicha parte de los costos de

Figura 3.1. - Diagrama del Sistema. Análisis de casos: Optimización económica de conductores

35

3

DATOS DE LOS CABLES Para los fines de este ejemplo se ha supuesto un cable monopolar de 8 kV. Las resistencias en CA de los conductores a 20°C se dan en la Tabla 3.3, junto con los datos financieros. La capacidad de transporte en régimen permanente, para una temperatura máxima admisible en el conductor de 90 °C, en caso de una instalación en ducto con temperatura del terreno de 20°C está dada en la Tabla 3.3.

TABLA 3.3 DETALLE DEL CABLE sección conductor

A WG

mm2

costos

Corriente Resistencia Máxima

20° C

Cable

Tendido

Total

A

Ω/km

$/m

$/m

$/m

6

13,3

90

1,335

13.230

7.115

20.345

4

21,2

115

0,847

14.767

7.115

21.882

2

33,6

155

0,544

17.180

7.500

24.680

1

42,4

175

0,440

18.892

7.500

26.392

1/0

53,5

200

0,358

21.052

8.600

29.652

2/0

67,4

230

0,296

23.757

8.600

32.357

3/0

85

260

0,247

27.182

9.175

36.357

4/0

107,2

295

0,209

31.501

12.375

43.876

250

126,7

325

0,188

35.295

13.300

48.595

300

151,3

358

0,169

40.082

13.300

53.382

350

177,3

390

0,156

45.141

13.300

58.441

400

202,7

428

0,147

50.084

13.300

63.384

500

253,2

465

0,134

59.910

13.300

73.210

Cálculo de las cantidades auxiliares

[1 + (0,5/100)]2 Æ[1 + (2/100)] r = ———————————————————— 1 +(10/100) 1- 0,9365730 Q = ———————————— = 13,557 1- 0,93657 3 Æ1 Æ (4380 Æ23,89 Æ10-6 + 0,96)Æ 13,58 F = ————————————————————— 10 1+ 100

(/ )

36

CALCULO EMPLEANDO EL METODO DE LOS MARGENES DE CORRIENTES ECONOMICAS

3

Los límites superiores de corrientes para un conjunto de secciones de conductores normalizados, cuando se instalan bajo las condiciones supuestas para este ejemplo, se han obtenido de modo similar. Puesto que el límite inferior de corriente para una sección dada es también el límite superior del conductor de sección inmediatamente inferior, los valo-

TABLA 3.4 MÁRGENES DE CORRIENTES ECONOMICAS PARA SECCIONES DE CONDUCTORES DE CABLES DESDE 13,3 MM2 (6 AWG) HASTA 253,2 MM2 (500 MCM)

Sección nominal mm2 13,3 21,2 33,6 42,4 53,5 67,4 85 107,2 126,7 151,3 177,3 202,7 253,2

Margen de corrientes A 28 49 65 101 106 144 225 240 257 310 391 440

28 49 65 101 106 144 225 240 257 310 391 440 -

res calculados se pueden expresar como márgenes de corrientes según se expresa en la Tabla 3.4. El efecto de un cambio en la sección del conductor sobre los costos totales, cuando el cable transporta una corriente dada, se muestra en la Figura 3.2. Aquí se han conservado el cable y los parámetros financieros de este ejemplo, pero se ha supuesto una carga fija, Imáx de 200 A. Se puede ver que, en la región de la sección más económica, la elección de la selección del cable no influye sensiblemente en los costos totales. Sin embargo, la reducción de los costos, comparados con los basados en el empleo de una sección escogida por consideraciones térmicas, es significativa.


Cálculo del margen de corrientes económicas para una sección de conductor de 85 mm2 (3/0 AWG).

Selección de una sección de conductor económica para cada segmento. De los márgenes de corrientes económicas anteriormente tabuladas es posible seleccionar una sección de conductor apropiada para cada uno de los segmentos de ruta del cable, basado en cada valor de Imáx durante el primer año. Las secciones de conductores así seleccionadas para cada segmento se dan en la Tablas 3.5 y 3.6 junto con los costos calculados por medio de las ecuaciones anteriormente presentadas. A continuación se ilustra un ejemplo de cálculo de costos. Para el segmento 1, Imáx es de 160 A La sección de conductor económica seleccionada de la Tabla 3.4 es de 85 mm2, y tiene un margen de corrientes económicas de 144 a 225 A.

37

38

18.178.250

12.323.932

30.502.182

CJ [ $ ]

CT [ $ ]

4.587.500

Tendido [ $ ]

CI [ $ ]

13.590.750

85 260

160

1

Cable [ $ ]

Costo por segmento y total

Sección (mm2) Capacidad de carga [A]

Cable

Imáx [A]

Carga

28.149.288

11.970.842

16.178.446

4.300.000

11.878.446

67,4 230

144

2

25.636.889

9.458.443

16.178.446

4.300.000

11.878.446

67,4 230

128

3

23.420.067

7.241.621

16.178.446

4.300.000

11.878.446

67,4 230

112

4

21.111.519

7.915.323

13.196.196

3.750.000

9.446.196

42,4 175

96

5

18.692.948

5.496.752

13.196.196

3.750.000

9.446.196

42,4 175

80

6

Segmento

16.693.032

4.352.988

12.340.044

3.750.000

8.590.044

33,6 155

64

7

14.750.237

3.809.089

10.941.148

3.557.500

7.383.648

21,2 115

48

8

3.557.500

7.383.648

21,2 115

32

9

12.634.076

1.692.928

10.941.148

TABLA 3.5 CARGA ECONOMICA DE CONDUCTORES (Sección Económica)

10.839.592

667.035

10.172.557

3.557.500

6.615.057

13,3 90

16

10

202.429.830

64.928.953

137.500.877

39.410.000

98.090.877

Totales

3

35.183.204

CT [ $ ]

34.377.044

8.590.044 3.750.000 12.340.044 22.037.000

33,6 155

42,4 175

9.446.196 3.750.000 13.196.196 21.987.008

144

2

160

1

Costo por segmento y total Cable [ $ ] Tendido [ $ ] CI [ $ ] CJ [ $ ]

Carga Imáx [A] Cable Sección (mm2) Capacidad de carga

29.751.995

8.590.044 3.750.000 12.340.044 17.411.951

33,6 155

128

3

31.679.521

7.383.648 3.557.500 10.941.148 20.738.373

21,2 115

112

4

26.177.503

7.383.648 3.557.500 10.941.148 15.236.355

21,2 115

96

5

21.613.712

6.615.057 3.557.500 10.941.148 10.672.564

13,3 90

64

7

16.944.465

6.615.057 3.557.500 10.941.148 6.003.317

13,3 90

48

8

13.609.289

6.615.057 3.557.500 10.941.148 2.668.141

13,3 90

32

9


27.617.029

6.615.057 3.557.500 10.941.148 16.675.881

13,3 90

80

6

Segmento

TABLA 3.6. CARGA ECONOMICA DE CONDUCTORES (Sección Térmica)

11.608.183

6.615.057 3.557.500 10.941.148 667.035

13,3 90

16

10

248.561.946

74.468.865 36.152.500 114.464.320 134.097.626

Totales

3

39

3 200

Sección económica

180 160

Costo [$/m]

140 120 100 80

Sección térmica

60 40 20 0 0

50

100

150

200

250

300

Sección (mm2)

Figura 3.2. - Sección térmica y sección económica de un conductor. Análisis de casos: Optimización económica de conductores.

CT = 36.357 Æ 500 +  1602 Æ(0,247/100)Æ 500 Æ 3.954,0  CT = 18.178.250 + 12.323.932 CT = 30.502.182

Según la Tabla 3.4 la sección del conductor requerida es de 42,4 mm2.

Los costos para cada segmento de ruta se resumen en la Tabla 3.3 Sección de los conductores basado en la máxima carga – Selección realizada con los valores térmicos nominales. La sección del conductor del cable para cada segmento se escoge para poder transportar la máxima carga prevista para el último año de vida económica sin superar la máxima temperatura admisible del conductor. Para el segmento 1: Imáx (primer año) Máxima corriente en el último año

El costo del segmento 1 durante el período de 20 años se obtiene de la ecuación: CT = 26.392 Æ 500 +  1602 Æ(0,247/100)Æ 500 Æ 3.954,0  CT = 13.196.196 + 21.978.008 CT = 35.138.204

La comparación con el costo para el presente segmento cuando se emplea la sección del conductor económica, muestra que el ahorro de costo para este segmento es:

= 160 A (35.183.204 - 30.502.182) x 100/35.183.204 = 13% [1+(0,5/100)]30-1

= 160x = 160 x 1,1556 = 185 A

La capacidad de transporte de corriente requerida (factor de carga del 100%) para el año final no será inferior a: 185/1,11 = 167 A

40

donde 1,11 es el factor de máxima corriente cíclica.

Se han realizado cálculos similares empleando secciones basadas en la máxima capacidad térmica de transporte de corriente para todos los segmentos y se dan en la Tabla 3.4 El ahorro total para los diez segmentos es del 19%.

Instalaciones Eléctricas. Proyecto de Instalación Eléctrica Residencial. INDICE. Tema * Objetivo. * Introducción. * Desarrollo del Proyecto. * Esquema de Tableros y Alimentadores. * Calculo del Calibre de Cables Alimentadores. * Cuadro de Conexión de Cargas y Conexiones. * Cálculo de los Calibres de los Circuitos Derivados. * Cálculo del Diámetro de la Tubería. * Conclusiones. * Tabla de Capacidad de Conducción de Corriente en Conductores Aislados de la NOM−001−SEMP−1994. * Bibliografía.

Pág.

Checa las referencias de las tablas en el trabajo (en rojo) OBJETIVO. En base a la carga total de la planta habitacional en watts, calcularemos cada uno de los calibres de los cables, ya sean estos alimentadores o circuitos derivados, como también el calibre de la tubería que contendrá a los mismos. Se asignará una pastilla termo magnética para la protección de cada uno de los circuitos derivados para su protección. Todo lo anterior se lleva a cabo en este proyecto con el fin de lograr una instalación eléctrica de calidad en apego a la norma vigente. De esta manera se logrará que el estudiante de ingeniería logre desarrollar un proyecto en el cual primeramente se aplique la norma para instalaciones eléctricas residenciales y segundo, elabore un proyecto económico, y que no por económico se vea afectado en su calidad. INTRODUCCIÓN. En nuestra sociedad, la electricidad es la forma energética más utilizada, esto unido al hecho de que no es perceptible por la vista ni por el oído, hace que sea una fuente importante de accidentes, causando lesiones de gravedad variable, desde un leve cosquilleo inocuo hasta la muerte por paro cardíaco, asfixia o grandes quemaduras. Aproximadamente, el 8% de los accidentes de trabajo mortales son de origen eléctrico. El riesgo eléctrico referido a personas supone la posibilidad de circulación de una corriente por el cuerpo humano; siendo para esto necesario que concurran simultáneamente los siguientes fenómenos: Que exista un circuito eléctrico cerrado.

1

Que el cuerpo humano pertenezca a éste. Que en el circuito eléctrico exista una diferencia de potencial o tensión. Es por eso que debemos realizar una buena instalación eléctrica en base a las normas vigentes, ya que también, una buena instalación eléctrica es indispensable para la seguridad de la familia en el hogar, así como para proteger la economía. Una instalación en mal estado gasta más energía y daña los aparatos. Por lo tanto, una instalación en buen estado significa seguridad, ahorro de energía y reducción de gastos; es por esto que se hace indispensable el realizar una instalación eléctrica en apego a la norma vigente, económica y de calidad. DESARROLLO DEL PROYECTO. Formulario referente a la instalación, para un sistema bifásico (2F−3H). Por corriente. W = Carga instalada (watts) I = Corriente eléctrica (amperes) VFN = Voltaje de fase a neutro (volts) cos

= Factor de potencia (0.9 en este proyecto)

b) Por caía de tensión. S = Área del conductor (mm2). L = Longitud del conductor (m). %e = Porcentaje de caída de tensión permitida ( 3% máx.). VFN = Voltaje entre fase y neutro (volts). I = Corriente demandada (amperes). Formulario referente a la instalación, para un sistema bifásico (2F−2H). Por corriente. W = Carga instalada (watts) I = Corriente eléctrica (amperes) VF = Voltaje de fase a fase (volts) cos

= Factor de potencia (0.9 en este proyecto)

b) Por caída de tensión. 2

S = Área del conductor (mm2). L = Longitud del conductor (m). %e = Porcentaje de caída de tensión permitida ( 3% máx.). VF = Voltaje entre fase y fase (volts). I = Corriente demandada (amperes). Para el desbalanceo entre fases. % De desbalanceo = (Fase mayor − Fase menor)/(Fase mayor)*100 MATERIAL A UTILIZAR. Para la instalación eléctrica de la casa−habitación se necesitará el siguiente material: 9 Lámparas incandescentes de 100 W. 1 Lámpara incandescente de 75 W. 2 Lámparas incandescentes de 60 W. 9 Arbotantes de exterior fluorescentes de 13 W. 2 Arbotantes de exterior fluorescentes de 22 W. 4 Lámparas fluorescentes circular light de 32 W. 15 Contactos dobles de 300 W. 3 Contactos sencillos de 15 W. 1 Aire acondicionado de 1500 W. 1 Ventilador de techo de 125 W. 1 Motor de ¼ hp (186.4249 W). Con todos los elementos antes listados nuestra instalación va a contar con una carga total de 8145.4249 W. Así que utilizaremos un sistema bifásico (2F−3H) para la alimentación de nuestra vivienda. ESQUEMA DE TABLEROS Y ALIMENTADORES. AQUÍ EL DIBUJO DE LOS TABLEROS CÁLCULO DEL CALIBRE DE LOS CABLES ALIMENTADORES. (Q−1) = 1500 W, aire acondicionado. (Q−2) = 1596 W, focos y contactos planta alta. (Q−3) = 4863 W, focos y contactos planta baja. (Q−4) = 186.4249 W, motor de ¼ hp. La distancia que se utilizó para los siguientes cálculos es referida al plano presente en el mismo proyecto el cual está a una escala de 1:50. También recordemos que todos los valores de capacidad de conducción de corriente en los conductores, factores de temperatura y áreas de sección transversal de los conductores de cada uno de los diferentes calibres aquí mencionados son referidos a la tabla 310−16 de la NOM−001−SEMP−1994 la cual se encuentra al final de este trabajo (ver página XX).

3

= OPERACIONES = Medidor − Switch (2F−3H). En esta sección se considerará la carga total la cual se multiplicará por un factor de demanda el cual será de 1 para los primeros 3000 W y de 0.35 para el restante; también en los motores se utilizara F.D. = 1.25, ya que estos demandan más corriente cuando son puestos en marcha; además de L = 0.2 m. Alumbrado y contactos = 6459 W. Motor y Clima = 1686.4249 W. < Contactos y alumbrado > < Motor y Clima > 3000 * 1 = 3459 * 0.35=

3000 W 1210.65 4210.65 W

186.4249 *1.25 = 1500 * 1.25 =

233.031125 W 1501.25 W 2108.0311 W

Total = 4210.65 W+2108.0311 W = 6318.6811 W. Así pues por corriente: Podemos entonces elegir el conductor con aislamiento THW #10 que puede transportar 35*0.94 = 32.9 A, sin embargo, para no omitir la norma de CFE que indica que como mínimo se debe utilizar el calibre #8 para alimentadores utilizaremos este último; no obstante emplearemos la fórmula de caída de tensión: Utilizaremos el #8 por norma, esto nos otorgará un factor de seguridad de N=1.92 con una caída de tensión igual a %e = 0.0104%. Switch − Q−3 (2F−3H). Como a la entrada de Q−3 están las salidas a las demás cargas, utilizaremos el valor de W del cálculo anterior, W = 6318.6811 W; también una longitud de L = 12m. − Por corriente. Utilizaremos el calibre THW #8, Según tabla 310−13 de la NOM−001−SEMP−1994, ya que soporta 50*0.94 = 47 A. Cabe aclarar que los valores nominales de corriente para todos los conductores utilizados en este proyecto, así como su área transversal y todo lo que a norma se refiere, fueron tomados de la norma antes mencionada. Caída de tensión. Q−3 − Q−2 (2F −3H). Esta sección cuenta con una longitud de L = 3m y una carga la cual se presenta a continuación:

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< Contactos y alumbrado > < Clima > 1596 * 1 = 1500 *1.25 =

1596 W 1875 W

Total = 1596 W + 1596 W = 3471 W. − Por corriente. Vemos que podemos instalar un conductor #12 THW, cuya sección transversal es de S = 3.307 mm2, recordemos que para el calibre #12 su corriente nominal por el F.T. es de 25 A x 0.94 = 23.5 A − Por caída de tensión. Q−3 − Q−4 (1F−2H). Este tramo cuenta con una longitud de L = 1m, el cual alimenta un motor monofásico de ¼ hp (186.4249 W). 186.4249 W *1.25 =

233.0311 W

− Por corriente. Podríamos usar un calibre #18, pero debemos usar un calibre #12 THW (25 A x 0.94 = 23.5 A) ya que la norma así lo establece, cuya área transversal consta de S = 3.307 mm2. − Por caída de tensión. Q−2 − Q−1 (2F−2H). Este tramo de alimentación cuenta con una longitud de L = 11m, el cual alimenta un clima de 1500 W. Así pues multiplicando por el factor de demanda tenemos: < Clima > 1500 *1.25 =

1875 W

− Por corriente. Nuevamente podríamos utilizar un calibre pequeño con relativa seguridad, pero la norma establece que en este caso debemos utilizar el calibre #12 THW (25 A x 0.94 = 23.5 A) ya que es un motor el que vamos a alimentar. Recordemos que el calibre #12 cuenta con una sección transversal de S = 3.307 mm2. − Por caída de tensión. CUADRO DE DISTRIBUCIÓN DE CARGAS Y CONEXIONES. CUADRO DE CARGAS, CALCULOS DEL DESBALANCEO DE FASES Y EL DIAGRAMA DE CONEXIONES

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CÁLCULO DE LOS CALIBRES DE LOS CIRCUITOS DERIVADOS. Para el cálculo exacto de los conductores se debe tomar en cuenta dos factores, los cuales son: la corriente que debe transportar el conductor y la caída de tensión máxima permisible. Todas las distancias utilizadas en los cálculos siguientes serán referidas al plano el cual se presenta junto con este trabajo y se elaboró a una escala de 1:50. También recordemos que todos los valores de capacidad de conducción de corriente en los conductores, factores de temperatura y áreas de sección transversal de los conductores de cada uno de los diferentes calibres aquí mencionados son referidos a la tabla 310−16 de la NOM−001−SEMP−1994 la cual se encuentra al final de este trabajo (ver página XX). Circuito C−1 (1F−2H). El circuito consta de : 6 Contactos dobles de 300 W cada uno. 1 Contacto sencillo de 150 W cada uno. Lo que nos da un total de 1950 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 1950 W *1 = 1950 W. La mayor longitud del circuito es de L = 21 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Como podemos ver por caída de tensión nos exige un calibre mucho mayor que el que marca la norma, ya que el calibre #12 soporta 25A*0.94 = 23.5 A y tiene un área transversal de 3.307 mm2 (ver tabla página XX). Así pues tendremos que utilizar el calibre #10 el cual soporta 35 A x 0.94 = 32.9 A y tiene un área transversal de 5.260 mm2. Protegeremos nuestro circuito con una pastilla termo magnética de 1 x 25 A. Circuito C−2 (1F−2H). El circuito consta de : 6 Contactos dobles de 300 W cada uno. Lo que nos da un total de 1800 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 1800 W *1 = 1800 W. La mayor longitud del circuito es de L = 11 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Sin duda podríamos usar hasta un calibre #14 para este circuito (20 A* 0.94 = 18.8 A) sin ningún problema, pero recordemos que la norma establece el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) para contactos, así que usaremos este calibre y una pastilla termo magnética de 1x 20 A. Circuito C−3 (1F−2H). El circuito consta de : 5 Lámparas incandescentes de 100 W cada una. 6

6 Arbotantes de exterior de 13 W cada uno. Lo que nos da un total de 578 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 578 W *1 = 578 W. La mayor longitud del circuito es de L = 25 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Sin duda podemos utilizar el calibre #14 para este circuito (20 A* 0.94 = 18.8 A), pero por norma utilizaremos el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) para contactos, esto nos da un factor de seguridad de N = 4.94; así que usaremos este calibre y una pastilla termo magnética de 1x 10 A. Circuito C−4 (1F−2H). El circuito consta de : 2 Lámparas incandescentes de 100 W cada una. 2 Lámparas incandescentes de 60 W cada una. 2 Arbotantes de interior fluorescentes de 13 W cada uno. 2 Lámparas fluorescentes circular−light de 32 W cada una. 1 Ventilador de techo de 125 W. Lo que nos da un total de 535 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 535 W *1 = 535 W. La mayor longitud del circuito es de L = 18 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Sin duda podemos utilizar el calibre #14 para este circuito (20 A* 0.94 = 18.8 A), pero por norma utilizaremos el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) para contactos, esto nos da un factor de seguridad de N = 5.02; así que usaremos este calibre y una pastilla termo magnética de 1x 10 A. Circuito C−5 (1F−2H). El circuito consta de : 2 Contacto dobles de 300 W cada uno. 1 Contacto sencillo de 150 W. Lo que nos da un total de 750 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 750 W *1 = 750 W. La mayor longitud del circuito es de L = 14 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Sin duda podemos utilizar el calibre #14 para este circuito (20 A* 0.94 = 18.8 A), pero por norma utilizaremos el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) para contactos, así 7

que respetaremos lo establecido por la norma en lo que a calibre se refiere y utilizaremos, como protección e nuestro circuito, una pastilla termo magnética de 1 x 10 A Circuito C−6 (1F−2H). El circuito consta de : 2 Lámparas incandescentes de 100 W cada una. 1 Lámpara incandescente de 75 W. 1 Arbotante fluorescente de interior de 13 W. 2 Arbotantes de exterior de 22 W cada uno. 1 Contacto doble de 300 W. 1 Contacto sencillo de 150 W. Lo que nos da un total de 846 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1, tenemos que 846 W *1 = 846 W. La mayor longitud del circuito es de L = 14 m. − Por corriente. − Por caída de tensión. Utilizaremos el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) ya que la norma así lo establece y tomaremos en cuenta los cálculos para asignar la pastilla termo magnética mas adecuada, la cual será de 1 x 15 A. Circuito C−7 (2F−2H). El circuito consta de : 1 Aire acondicionado de 1500 W. Tenemos una carga de 1500 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de demanda de 1.25, tenemos que 1500 W *1.25 = 1875 W. La mayor longitud del circuito es de L = 0.5 m. Como podemos observar usamos un valor de F.D. = 1.25 ya que es un clima el componente de este circuito derivado y este necesita una corriente mayor en la etapa de arranque. Nuestra fórmula la modificaremos para un circuito de 2 fases − 2 hilos. − Por corriente. − Por caída de tensión. En este caso la norma es clara al establecer el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) para motores y este es el que utilizaremos, y en base a los cálculos se optara por una pastilla termo magnética de 2 x 10 A. Circuito C−8 (1F−2H). El circuito consta de : 1 Motor monofásico de ¼ de hp (186.4249 W). Tenemos una carga de 186.4249 W (ver cuadro de cargas, pagina XX), multiplicado esto por un factor de 8

demanda de 1.25, tenemos que 186.4249 W *1 = 233.0311 W. La mayor longitud del circuito es de L = 0.5 m. Nuevamente volvemos a observar que por tratarse de un motor utilizamos un F.D. = 1.25 − Por corriente. − Por caída de tensión. Como lo mencionamos antes, los motores deberán utilizar el calibre #12 (25 A * 0.94 = 23.5 A y S = 3.307 mm2, ver tabla página XX) por norma, y como podemos observar una pastilla termo magnética de 1x 10 A será lo más conveniente. CÁLCULO DEL DIÁMETRO DE LA TUBERÍA. Para el cálculo del diámetro de la tubería, ya sea de alimentadores o de circuitos derivados, utilizaremos la tabla No.4 y No. 6 de libro de Instalaciones Eléctricas Prácticas del Ing. Onésimo Becerril que se encuentran en las páginas 109 y 113, de dicho libro, respectivamente; en este trabajo usted podrá referirse a dichas tablas que se encuentran la página XX. *Alimentadores. Básicamente lo que se tiene en cuenta para calcular el diámetro de la tubería, es número de cables que irán contenidos en ella y el calibre de cada uno de estos, esto nos proporciona el área que se requiere a utilizar o la que ocupan los conductores en mm2 y con este dato se relacionan los diámetros de tubería en milímetros (pulgadas, sistema inglés). Haciendo uso de las tablas antes mencionadas, utilizaremos los valores de área de sección transversal en los cuales se toma también en cuenta el aislante (tabla No. 4, ver pagina XX). Ahora, como vemos no podemos utilizar el 100% del área de nuestra tubería, así que nada más debemos utilizar el 40%. Sumaremos las áreas de nuestros conductores y nos referiremos a la tabla No. 6 (ver tabla pagina XX) para ver si no sobrepasamos el 40% del área de nuestra tubería. En el tramo de alimentación, desde el medidor hasta Q−3 (ver pagina XX), utilizamos 3 conductores calibre #8−THW, cuya área de sección transversal con todo y aislante según tabla No. 4 (ver pagina XX) es de S = 24.98 mm2 y la área máxima permisible para una tubería de 13 mm de diámetro según tabla No. 6 (ver página XX) es de S = 78 mm2, la cual corresponde al 40% del área de dicha tubería. Así pues haciendo los cálculos tenemos que: #8 THW 24.98 mm2 x 3 =74.94 mm2 La tubería a utilizar será de 13 mm de diámetro ya que 40% A = 78mm2. *Circuitos Derivados. Este se debe hacer por cada planta. Debido a que es muy difícil y además innecesario contar con una tubería para cada circuito, se toma el criterio de ubicar o localizar el tramo mas congestionado de la planta que se este analizando. Si este tramo nos arroja una tubería de 19 mm, entonces se debe indicar ese valor en el plano, en la planta arquitectónica, esto obliga a ubicarse en el segundo tramo inmediato inferior y si este nos da como resultado tubería de 13 mm, entonces este y los restantes tramos serán de 13 mm. Este valor d diámetro de las tuberías se debe anotar en cada uno de los tramos de la planta, pero se puede anotar la leyenda que diga: Tubería no especificada es de 13 mm, con esto se omite indicar la tubería de 13 mm en too el plano. Nuevamente utilizaremos la tabla No.4 y No.6 (ver página XX) y procederemos a hacer los mismo cálculos que hicimos en 9

la tubería de los alimentadores. Tubería más saturada la 40% del área de sección cual se ubica en la planta transversal de la tubería baja. de 13 mm. 6 − 12THW

78 mm2 =

Área total que ocupará el cableado .#12THW S =10.64 mm (ver pagina XX) 6 x 10.64 mm2 = 63.84 mm2

Como vemos 63.84 mm2 < 78 mm2 , entonces toda nuestra instalación llevará tubería de 13 mm de diámetro, lo que es bueno ya que habrá un ahorro al no tener que comprar diámetros más grandes. CONCLUSIONES. TABLA DE CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE EN CONDUCTORES AISLADOS DE LA NOM−001−SEMP−1994

BIBLIOGRAFÍA. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS PARA LA UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

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Aurelio Moctezuma Garduño Ed. Trillas NORMAS TÉCNICAS PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS. Secretaría DE Comercio y Fomento Industrial, SECOFI INSTALACIONES ELÉCTRICAS PRÁCTICAS. Becerril L. Diego Onésimo. NOM−001−SEMP−1994 NORMA OFICIAL MEXICANA RELATIVA A LAS INSTALACIONES DESTINADAS AL SUMINISTRO Y USO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Diario Oficial de la Federación del 10 de octubre de 1994 y del 27 de marzo de 1995.

criterios en Instal. Eléctricas Residenciales. Realizar una instalación eléctrica de cualquier tipo y nivel implica la aplicación de criterios. ¿Qué es un criterio? Un concepto señala: Es la forma personal de resolver un problema. Otro dice: el criterio es el juicio, razonamiento, o sabiduría que tiene cada electricista para realizar una instalación. Puede haber dos casos exactamente iguales de instalaciones eléctricas y dos soluciones diferentes para resolverlas partiendo de dos criterios diferentes y ambos estar bien. Todo depende del objetivo que se pretenda lograr. Por ejemplo. Hay electricistas que utilizan conductor calibre No. 14 AWG para contactos en instalaciones eléctricas de muy bajo consumo, en donde se está seguro que los aparatos conectados a ellos serán de muy baja capacidad. En este caso el criterio que se está siguiendo es el de la economía. Sin embargo la mayoría de los instaladores electricistas utilizan conductor calibre No. 12 AWG para lo mismo y hay otros que instalan calibre No 10 AWG. ¿Cual de los tres está bien? LOS TRES. Todo depende de la carga que se prevea conectar al contacto. Los criterios importan… revisemos los más usuales en la alimentación de una casa habitación. Veámoslo por partes. Atiende al siguiente diagrama.

1. Acometida. Fase y Neutro calibres No. 8 AWG y en algunos casos calibres No. 6 AWG. (conductores de aluminio). Negro, Azul o Rojo para la Fase y Blanco o Gris para el Neutro. Tubo conduit de fierro galvanizado pared gruesa de 1_1/4″ de diámetro y 3 Mts. de Longitud. Lo anterior corresponde a la CFE por lo que no puede modificarse.

2. Medidor, registro, watthorimetro, contador.

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Monofásico, tipo enchufe de 15 Amperes, 1 fase, 2 hilos, 120 Volts. Neutro aterrizado. Varilla de tierra mínimo de 1.5 Mts. El cable de tierra para aterrizar el Neutro en calibre 8 AWG. Tubo conduit pared delgada de 1/2″. Lo anterior corresponde a la CFE por lo que no puede modificarse.

3. Conductores del medidor al Interruptor principal Mismo calibre de los que llegan al medidor (No. 8 AWG).

4. Interruptor Principal. ¿Necesariamente tiene que ser una caja con cartuchos fusibles (2×30 Amperes, 250 Volts. 2 polos 1 tiro, caja a prueba de agua cuando quede a la intemperie)? No. Puede ser también un interruptor termomagnético de 30 Amperes. Esto es lo que dice la CFE, pero también puede hacerse de la siguiente manera. Si es de cartuchos fusibles. Se calculan en base a la carga total existente en la instalación. Comúnmente la corriente obtenida a partir de la división de la carga total entre 114.3 se multiplica por 1.25 luego se busca el cartucho fusible más cercano a dicho valor. Caja tipo NEMA 1 uso general. Los cartuchos fusibles pueden ser comunes o bien de retardo, en cuyo caso resultan de menor capacidad que los interruptores termomagnéticos que controlan los circuitos al interior de la instalación eléctrica (si es que además se tiene un centro de carga). Si es una pastilla termomagnética general. Se calcula en base a la corriente total existente en la instalación, multiplicada por 1.25 El cable de tierra física en calibre No. 8 AWG si la carga es mayor de 3,500 Watts, o en calibre No. 10 si es menor de 3,500 Watts.

5. Cables del Interruptor principal al centro de carga. Dos criterios. Ponerlos del mismo calibre de los que van del medidor al interruptor principal o bien calcular su calibre en función de la carga a alimentar multiplicada por el factor de demanda.

6. Centro de carga. Puede contener más de un interruptor. La capacidad de los interruptores dependerá de la corriente que circule por ellos, según la NOM-001-SEDE_Vigente: *A menos que se permita otra cosa específicamente en otro lugar de esta norma, la protección contra sobrecorriente de los conductores marcados con un asterisco 2 2 2 (*), no debe superar 15 A para 2,08 mm (14 AWG); 20 A para 3,31 mm (12 AWG) y 30 A para 5,26 mm 2 (10 AWG), 15 A para los de aluminio o aluminio recubierto de cobre para 3,31 mm (12 AWG) y 25 A para 2 5,26 mm (10 AWG).

7. Cables al interior de la instalación. Sus calibres dependen de la carga a alimentar, el calibre mínimo a utilizarse es No. 12 AWG. Para alimentación exclusiva de lámparas puede utilizarse calibre No. 14 AWG. Si es un solo circuito y existe una carga mayor a 3,500 Watts utilizar preferentemente calibre No. 10 para alimentadores principales. Diámetro de la tubería mínimo de 3/4″

Generalidades de Inst. Eléctricas Residenciales. A. En la mayoría de los casos los alimentadores principales deben estar colocados al centro de la residencia en línea recta hasta el fondo de la misma. Si esto no es posible, busca evitar a toda costa curvas o vueltas. A mayor número de curvas o vueltas de los alimentadores principales mayor caída de tensión.

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B. Para el “método de puentes” de apagadores de 3 y de 4 vías y retornos de 2 los apagadores simples por lo general se utiliza conductor calibre #14 (2.08 mm ). Si aplicas el método de “corto circuito” para controlar una o más lámparas incandescentes entonces haz los puentes con conductor 2 calibre #12 (3.31 mm ). C. Para contactos y/o tomas de corriente utiliza conductor calibre #12. D. El grosor del conductor en la alimentación siempre va de mayor a menor. Es mayor para los alimentadores principales y es menor para los circuitos derivados. NUNCA al revés. E. El calibre de los alimentadores principales puedes determinarlo por el método de corrientes considerando un f.p. de 0.9 y un F.D. o F.U. de 0.7 que corresponden al 90% y al 70% respectivamente. Esto te dará un resultado suficientemente aproximado a lo ideal. F. Siempre, a la entrada de un espacio (por ejemplo una recámara) cuando colocas un apagador debes colocarlo en sentido contrario al de la apertura de la puerta, de tal forma que no sea cubierto cuando ésta se abra. Si esto no es posible entonces colócalo un poco más allá del límite del borde de la puerta. G. Los alimentadores principales se deben indicar en un plano con línea curva continua más gruesa que los circuitos derivados a efecto de distinguirlos de los demás. H. Un timbre, zumbador o campana musical se considera como una carga de 15 o 20 Watts. Para cálculos exactos debe considerarse en la carga total. Para cálculos aproximados puede omitirse. I. Una línea curva “punteada” significa que la tubería va por el piso, enterrada. J. Si en los cálculos de los alimentadores principales te resultara conductor calibre #14, por seguridad cámbialo al calibre #12. K. Los alimentadores principales deben señalarse con línea curva a efecto de distinguirlos de las líneas rectas que representan los muros L. En instalaciones eléctricas residenciales (127 Volts) la motobomba para la cisterna o aljibe comúnmente es de 1/4 de H.p. o de 1/2 de H.p. Si este es tu caso utiliza conductor calibre #12 para su alimentación. Si la 2 motobomba es de 3/4 de H.P. utiliza conductor calibre #10 (5.26 mm ). M. Para el caso de un sanitario (WC) el interruptor debe estar colocado a la entrada del mismo (por fuera). A últimas fechas se ha optado por ponerlo adentro del recinto lo que puede significar un riesgo por la humedad existente ahí, si se hace esto entonces conviene utilizar apagadores con algún tipo de protección contra la humedad o el agua inclusive.

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N. Lo mejor para conectar una motobomba de una cisterna o aljibe es hacerlo directamente desde el interruptor principal para disminuir el efecto de baja de voltaje que ocasiona al arrancar por el exceso de corriente que absorbe temporalmente. O. Los circuitos derivados en una instalación eléctrica residencial no deben exceder una longitud de 8 metros según la norma oficial. Si son mayores de 8 metros deben protegerse. P. Por lo general los calibres de los conductores utilizados para instalaciones eléctricas residenciales monofásicas (que no excedan 5,000 Watts), son: #10, #12 y #14. Q. En la actualidad aunque se trate de instalaciones residenciales pequeñas suele colocarse después del interruptor principal uno o más interruptores termomagnéticos en lo que se denomina centro de carga. R. En Instalaciones Eléctricas Residenciales puede aplicarse el siguiente criterio con suficiente aproximación. Para alimentadores principales hasta 3,500 Watts se puede utilizar calibre #12 (igual en contactos). Retornos y puentes de apagadores sencillos y de 3 o 4 vías en calibre #14. En Instalaciones mayores de 3,500 hasta 5,000 Watts, utilizar calibre #10, retornos y puentes de apagadores de 3 y 4 vías en calibre #14, contactos calibre #12

¿Cómo saber si un medidor funciona bien? Dos de las dudas universales que surgen al llegar los altos recibos de consumo eléctrico son: ¿Habrá una fuga a tierra o estará fallando el medidor?

Ya hace tiempo me habían preguntado al respecto, y aunque los Watthorímetros rara vez fallan, de cualquier manera nunca está demás verificar si efectivamente miden bien el consumo eléctrico. Nada de meter mano en los medidores si es que piensas que están fallando, ya que son aparatos cuyo control en nuestro país (México) corresponde a la Comisión Federal de Electricidad. Si acaso detectaras una falla en él lo que debes hacer es reportarlo inmediatamente a la CFE, igual si sufrió un desperfecto por causa de vandalismo. Si por ejemplo tienes dañado tu medidor –por la razón que sea- y no registra movimiento en el disco ni en las agujas, pero si “pasa” energía eléctrica al interior de tu casa, más vale que lo reportes inmediatamente ya que por el momento te puede resultar cómodo pagar unos cuantos pesos (el mínimo) en tu recibo de la luz, pero después pagarás más –sumando intereses y multas-. Cuando la CFE se entere te harán un “ajuste” por todos los meses que el aparato estuvo inactivo y habrá cargos y más cargos, esto ya lo he visto en algunos lados y créeme que no te va gustar “nadita de nada”, por mucho que alegues que tú no tuviste ninguna culpa de lo sucedido. ¿Pero cómo saber si tu medidor funciona bien? Bueno… hay una fórmula que te permite conocerlo con aproximación y es la siguiente…

W= [(3600)(NVD)(Kh)]/T En donde…

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W. Son los Watts totales medidos. 3600 Constante que corresponde a una hora de servicio. NVD. Número de Vueltas del Disco. Puedes elegir 10 Kh. Constante del Medidor. Está impresa en la carátula. T. Tiempo en Segundos. ¿Cómo hacerlo?

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Ve al medidor de tu casa y anota la constante que tenga (Kh=3 /33 =3.030), Ahí mismo, en el punto marcado del disco comienza a contar 10 vueltas al mismo tiempo que activas un cronómetro. En cuanto se completen las 10 vueltas detienes tu cronómetro y ves los segundos que marca. Por ejemplo: Suponiendo que hayan sido 28 Segundos para completarse las 10 vueltas, sustituyendo en la fórmula: W = [(3600x10x3.030)]/28 = 3896.10 Watts. ¿Qué quiere decir lo anterior? Quiere decir que los aparatos que estuvieron funcionando consumiendo energía eléctrica en los 28 segundos sumaron en total 3,896.10 Watts. Si compruebas que efectivamente tuviste “encendidos” tal cantidad de aparatos en tu instalación que en conjunto suman los Watts obtenidos, entonces tu medidor funciona bien, de lo contrario algo anda mal. Obvio, la cantidad anterior es aproximada. Puesto que contar la cantidad de Watts que consumieron los aparatos funcionando durante los 28 Segundos resulta complicado por la serie de arranques y paros (encendidos y apagados) que intervinieron en el consumo, entonces puedes hacer lo siguiente. Desconecta todos los aparatos de tus contactos, si tienes un ventilador de techo, aire acondicionado o motobomba apágalos, solo prende los focos, así te será más fácil contar después los Watts (o bien puedes contarlos desde el principio). Ahora comprueba si efectivamente al tener prendidos el total de focos el resultado de aplicar la fórmula es igual a la suma de los Watts. Otra forma es haciéndolo al contrario. Desconecta todo de los contactos, apaga todo lo demás y en una extensión (conectada a un contacto) prende 10 focos de 100 Watts (1000 Watts). Verifica el tiempo que debe tardar el disco del medidor en dar 1 vuelta, debe ser… T=[(3600)(NVD)(Kh)]/W = [(3600)(1)(3.030)]/1000 = 10.9 Segundos

Lectura de medidores de energía eléctrica. A estas alturas con tanta tecnología electrónica abrumándonos por todos lados, este tipo de medidores ya deberían estar en los museos. Sin embargo ahí están, “casi” en todos los hogares resistiendo el paso del tiempo. Por esta razón decidí escribir algunos temas al respecto, aunque -sinceramente- me parece que al hacerlo trabajo sobre lo que ya es historia.

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Leer el consumo eléctrico registrado por un medidor (watthorimetro, registro o contador) es bastante simple. Implica observar el acomodo de las agujas y escribir el menor dígito al que apuntan (con excepción del Cero que puede tomarse como 0 o como 10 según esté la manecilla entre: 0 y 9 o entre 0 y 1). Observa en la figura el orden en que se mueven las agujas, va de acuerdo a los dígitos impresos en la carátula.

Los contadores de consumo eléctrico pueden ser del tipo reloj que incluyen 4 o 5 “manecillas” que se mueven opuestamente en carátulas impresas con escalas del 0 al 9 y en los cuales la cantidad total de energía eléctrica consumida se obtiene a partir de la escritura de los dígitos que marquen dichas carátulas en el mismo orden en que se obtienen. También los hay de tipo tambor, rotor o cilindro rotatorio, en los cuales los dígitos se encuentran impresos en el tambor y es posible obtener la lectura directamente del número que forman, todos pertenecen a la categoría de watthorímetros del tipo de motor de inducción. Si quieres practicar haciendo lecturas te dejo el siguiente enlace a la CFE en donde tienen un pequeño programa que te permite hacerlo Un contador de servicio es el dispositivo que mide la energía total consumida en un circuito eléctrico, ya sea doméstico, comercial, industrial, etc. Es parecido al vatímetro, pero se diferencia de éste en que la bobina móvil se reemplaza por un rotor. El rotor, controlado por un regulador magnético, gira a una velocidad proporcional a la cantidad de potencia consumida. El eje del rotor está conectado con engranajes a un conjunto de indicadores que registran el consumo total en vatios por hora. Los watthorímetros se pueden clasificar de acuerdo al número de fases que registran, en este sentido pueden ser: Monofásicos, bifásicos y trifásicos. Puede darse el caso de que en sistemas bifásicos en lugar de un solo aparato se utilicen dos monofásicos y en sistemas trifásicos tres aparatos monofásicos. Respecto a su forma física pueden ser cuadrados o redondos. Las mediciones obtenidas en este tipo de aparatos, son el producto de la potencia por el tiempo de servicio.

Ee=Pt Energía es igual a potencia por tiempo

Sistema de Tierras (1). Vaya… este es otro de los temas que había evadido porque igual tiene muchos “asegunes”, que si la tierra física, que si el neutro aterrizado, que si 25Ω, que si 1 Volt, bla, bla, bla. Sin embargo, tenía que llegar el día y llegó.

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La Norma Oficial NOM-001-SEDE-Vigente especifica que los sistemas de tierras en las instalaciones eléctricas deben tener un máximo de 25Ω de resistencia y de este valor hacia abajo hasta 5Ω Un buen sistema de tierras tiene un valor máximo de 5Ω, pero se da el caso de instalaciones eléctricas en donde existen aparatos electrónicos muy sensibles que requieren valores de resistencia a tierra de menos de 1Ω Bueno… confirmemos lo que está dicho en la mismísima NOM-001-SEDE-Vigente Más vale que te armes de paciencia y leas el siguiente extracto, es lo más breve que pude hacerlo. NOM-001-SEDE-Vigente Usuario: iguerrero contraseña: 12345678 921-3. Medición de la resistencia del sistema de tierra. La medición de la resistencia del sistema de tierra, debe efectuarse desconectando el electrodo, del neutro del sistema. 921-18. Resistencia a tierra de electrodos. Disposiciones generales. El sistema de tierras debe consistir de uno o más electrodos conectados entre sí. Debe tener una resistencia a tierra baja para minimizar los riesgos al personal en función de la tensión eléctrica de paso y de contacto (se considera aceptable un valor de 10Ω; en terrenos con alta resistividad este valor puede llegar a ser hasta de 25Ω. Para los tipos de electrodos véase 250-84. b) Sistemas de un solo electrodo. Los sistemas con un solo electrodo deben utilizarse cuando el valor de la resistencia a tierra no exceda de 25Ω en las condiciones más críticas. Para instalaciones subterráneas el valor recomendado de resistencia a tierra es 5Ω. 3) El electrodo de puesta a tierra se debe instalar de modo que tenga en contacto con el suelo un mínimo de 2,4 m. Se debe clavar a una profundidad no inferior a 2,4 m excepto si se encuentra roca, en cuyo caso el electrodo de puesta a tierra se debe clavar a un ángulo oblicuo que no forme más de 45º con la vertical, o enterrar en una zanja que tenga como mínimo 800 mm de profundidad. El extremo superior del electrodo de puesta a tierra debe quedar a nivel del piso, excepto si el extremo superior del electrodo de puesta a tierra y la conexión con el conductor del electrodo de puesta a tierra están protegidos contra daño físico, como se especifica en 250-117 250-84. Resistencia de electrodos de varillas, tubería y placas. Un electrodo que consista en una varilla, tubería o placa, debe tener una resistencia a tierra de 25Ω o menor una vez enterrado. En caso de que la resistencia a tierra sea mayor que 25Ω debe complementarse con uno o más electrodos adicionales de cualquiera de los tipos especificados en 250-81 o 250-83 hasta obtener este valor de resistencia permisible. Cuando se instalen varios electrodos de barras, tubos o placas para cumplir los requisitos de esta Sección se deben colocar a una distancia mínima de 1,8 m entre sí y deben estar efectivamente conectados entre sí. El valor de la resistencia a tierra de los electrodos no debe ser mayor que 25Ω para casas habitación, comercios, oficinas o locales considerados como de concentración pública. NOTA: La instalación en paralelo de varillas de más de 2,4 m aumenta la eficiencia si se separan más de 1,8 m. 921-13. Electrodos de puesta a tierra. El electrodo de puesta a tierra debe ser permanente y adecuado para el sistema eléctrico de que se trate. Un electrodo común (o sistema de electrodos) debe emplearse para conectar a tierra el sistema eléctrico y las envolventes metálicas de conductores y al equipo servido por el mismo sistema. El electrodo de tierra debe ser alguno de los especificados en 921-14 y 921-22. 921-14. Electrodos existentes. Para efectos de esta Sección, se entiende por “electrodos existentes” aquellos elementos metálicos instalados para otros fines diferentes al de puesta a tierra.

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a) Sistemas de tubería metálica para agua. Los sistemas subterráneos de tubería metálica para agua fría, pueden usarse como electrodos de puesta a tierra. NOTA: Estos sistemas normalmente tienen muy baja resistencia a tierra. Se recomienda su uso cuando estén fácilmente accesibles. Las tuberías de agua con uniones aislantes no son adecuadas para usarse como electrodos de puesta a tierra. b) Sistemas locales de tuberías de agua. Las tuberías metálicas enterradas, conectadas a pozos y que tengan baja resistencia a tierra, pueden usarse como electrodos de puesta a tierra. c) Varillas de refuerzo de acero en cimientos o bases de concreto. El sistema de varillas de refuerzo de un cimiento o base de concreto, que no esté aislado del contacto directo con la tierra y se extienda cuando menos 1 m abajo del nivel del terreno, constituye un efectivo y aceptable electrodo de puesta a tierra. 250-83. Electrodos especialmente construidos. Cuando no se disponga alguno de los electrodos especificados en 250-81, debe usarse uno o más de los electrodos especificados en los incisos a continuación, en ningún caso el valor de resistencia a tierra del sistema de electrodos de puesta a tierra debe ser superior a 25 Ω. a) Sistema de tubería metálica subterránea de gas. No se debe usar como electrodo de puesta a tierra un sistema de tubería metálica subterránea de gas. 250-92. Instalación. Los conductores de puesta a tierra deben instalarse como se especifica en los siguientes incisos: a) Conductor del electrodo de puesta a tierra. Un conductor del electrodo de puesta a tierra o su envolvente debe sujetarse firmemente a la superficie sobre la que va instalado. Un conductor de cobre o aluminio de 21,2 mm 2 (4 AWG) o superior debe protegerse si está expuesto a daño físico severo. Se puede llevar un conductor de puesta a tierra de 13,3 mm 2 (6 AWG) que no esté expuesto a daño físico, a lo largo de la superficie del edificio sin tubería o protección metálica, cuando esté sujeto firmemente al edificio; si no, debe ir en tubo (conduit) metálico tipo pesado, semipesado, ligero, en tubo (conduit) no metálico tipo pesado o un cable armado. Los conductores de puesta a tierra de tamaño nominal inferior a 13,3 mm2 (6 AWG) deben alojarse en tubo (conduit) metálico tipo pesado, semipesado, ligero, en tubo (conduit) no metálico tipo pesado o en cable armado. c) No debe ser inferior a 8,37 mm 2 (8 AWG). En ningún caso el conductor del electrodo de puesta a tierra debe ser inferior a 8,37 mm2 (8 AWG) de cobre o de 13,3 mm2 (6 AWG) de aluminio. ¿A que conclusiones te llevó la lectura? ¡Bah! Te puse en azul lo que considero más importante

Sistema de Tierras. Neutro aterrizado (2).

Bien, si ya te quedó claro que una buena tierra tiene un valor de 5Ω -y en algunos casos menor-, si ya sabes que puedes utilizar tuberías metálicas de agua para tierra –nada de tuberías de gas-, si ya aprendiste que la varilla de tierra debe tener una longitud mínima de 2.4 Mts* –no de 1.5 mts-, si ya entendiste que los llamados “castillos” de una construcción también te pueden servir para tierras, si ya memorizaste que el calibre menor para el conductor conectado a la varilla de tierra es Núm. 8 AWG, entonces ya casi eres un experto en tierras.

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En sistemas de tierras el terreno importa. Hay algunos que la facilitan mientras que otros secos o arenosos, no. Cuando el terreno dificulta la continuidad a tierra (tiene mucha resistencia eléctrica) se utiliza una mezcla de bentonita (o intensificador GAP) añadida al terreno con la cual se mejoran sus condiciones.

Después de haber enterrado la varilla de tierra y conectado el Neutro del “medidor” (registro, watthorimetro o contador) a la misma por medio de un cable calibre No. 8 AWG (para mejorar puedes utilizar No. 6 AWG) ¿que es lo que procede? Bueno… entonces tendrías que realizar una medición de los Ohms para ver si efectivamente hiciste un buen aterrizado del Neutro. En la práctica puedes realizar dicha medición con un Ohmetro simplemente conectando una de las puntas al Neutro aterrizado y la otra punta por ejemplo a una tubería de agua o cualquier lugar en donde tengas la seguridad de que estás haciendo una tierra efectiva. Si el multímetro es muy preciso te arrojará una buena lectura (experimentando con un multímetro digital económico – de cien pesos o menos (10 Dls.)- el resultado que se obtiene es aproximadamente la mitad del valor real, así que simplemente multiplica por dos y listo, te ahorras el costo de un buen equipo). Pero también hay otros aparatos de reciente manufactura mucho más exactos por ejemplo el denominado: Digital Earth Resistance Tester; Probador Digital de Resistencia a Tierra Los probadores de tierra arrojan valores muy precisos. Disponen de tres conductores los cuales se conectan: uno al Neutro aterrizado (verde), otro a una distancia de 5 metros (amarillo) y otro a 10 mts. (rojo). Para ello disponen de dos clavos de unos 20 cms de longitud que se entierran en línea recta en el terreno. Enseguida se hace un testeo inicial y luego se realiza una prueba por tres minutos en donde la carátula del probador muestra una serie de variaciones de resistencia a tierra a partir de las cuales se obtiene un promedio. Si el promedio de la serie de lecturas es de 1Ω ¡lotería! tienes una excelente tierra. Si la medición promedio está arriba de los 25Ω tendrás que agregar bentonita u otros compuestos al lugar en donde enterraste la varilla para mejorar su conducción a tierra. * A últimas fechas a todo el mundo le ha dado por utilizar varillas de tierra de 1.5 Mts. Esto desde luego que está fuera de la norma oficial, aunque a decir verdad cuando el terreno facilita la conexión a tierra se llegan a conseguir valores de unos 2Ω, o menos, a pesar de la corta varilla

Factor de Demanda. Cuando algo le sorprendía o le molestaba a mi abuelo exclamaba: ¡¡demontres!!, y es exactamente lo mismo que profiero ahora al escribir acerca del Factor de Demanda en una instalación eléctrica residencial ¡¡demontres!! Este tema es como jugar al volibol con erizos, el que da el saque es el primer espinado. Jugaré pues, pero lo haré con unos guantes de armadura de la edad media. Entonces… ¡¡ahí va el saque!!

El Factor de Demanda (f.d.) o también llamado Factor de Utilización (f.u.) se define oficialmente como: la “Relación entre la demanda máxima de un sistema o parte del mismo, y la carga total conectada al sistema o a una parte del mismo”. Esto es lo oficial, pero también puede interpretarse

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como la cantidad promedio de electricidad demandada por una vivienda en 24 horas. Aplicarlo te permitirá saber con suficiente aproximación el calibre del conductor apropiado para alimentar una carga. Es otro de los temas que había rehusado desde hace tiempo, no por su complejidad porque no lo es, sino por la serie de “asegunes” que tiene. Y es que, dicho factor se aplica en los hechos dependiendo casi siempre del criterio del electricista. La norma oficial mexicana (NOM-001-SEDE_vigente) lo establece con cifras exactas, pero en la práctica dudo que la mayoría de los electricistas del país lo respete tal y como está escrito, salvo el caso de la aplicación del 100% en algunas instalaciones La norma oficial mexicana (NOM-001-SEDE_vigente) lo establece con cifras exactas, pero en la práctica dudo que la mayoría de los electricistas del país lo respete tal y como está escrito, salvo el caso de la aplicación del 100% en algunas instalaciones. NOM-001-SEDE-Vigente Usuario: iguerrero contraseña: 12345678 La tabla oficial de la NOM_vigente es la que te muestro a continuación:

Por “Unidades de vivienda” se entiende una o más residencias. La mayoría de las instalaciones eléctricas del país no sobrepasan los 3,000 Watts, pero, pero, pero, actualmente hay muchas que oscilan entre los 3,000 y los 5,000 Watts. Entonces, ¿cómo “demontres” es posible que para una instalación de 3,000 se utilice un factor de demanda del 100%, mientras que para otra de 3,200 Watts dicho factor baje drásticamente al 35%. ¿Qué pasó aquí? ¿Acaso los que hicieron la NOM tenían prisa por terminarla? Obviamente la anterior es una interpretación de la Norma Oficial, otra sería la de aplicar un 35% (0.35) al excedente de los primeros 3,000 Watts, esto es: 3000/(127×0.9) = 26.24 ↔ 26.24×1 = 26.24 A. 200/(127×0.9) = 1.74 ↔ 1.74x.35 = 0.612 A. El total de la Corriente corregida es: 26.24+0.612 = 26.85 Amperes. A partir de este valor podrías calcular el calibre del conductor con suficiente aproximación, no olvidando ¡claro! que existen otros factores además del factor de demanda. Bueno… mientras descubro el hilo negro, para fines teóricos de instalaciones eléctricas residenciales “comunes” en clase aplico un factor de demanda del 70% (0.7) y en la práctica “asegun” vea el uso de la carga. Por ejemplo, si la carga instalada en una casa habitación es de uso frecuente (más de tres horas continuas y más de la mitad de los aparatos de consumo) aplico un factor de demanda del 100% (1) y de ahí hacia abajo, hasta el 60% (0.6) nunca debajo de este valor en materia de instalaciones eléctricas residenciales.

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Pero luego, hay otro problema. Resulta que en la NOM hay diferentes factores de demanda, unos para alumbrado, otros para contactos (receptáculos), otros para elementos de consumo de calefacción, incluso para lavadoras y secadoras… ¿qué tal? Por ejemplo: NOM-001-SEDE_Vigente: Art. 220-17. Carga de aparatos electrodomésticos en unidades de vivienda. Se permite aplicar un factor de demanda de 75% de la capacidad nominal de cuatro o más aparatos electrodomésticos fijos que no sean estufas eléctricas, secadoras de ropa, equipo de calefacción eléctrica o de aire acondicionado, conectados al mismo alimentador en viviendas unifamiliares, bifamiliares y multifamiliares. 220-18. Secadoras eléctricas de ropa en unidades de vivienda. La carga de secadoras eléctricas de ropa en unidades de vivienda, debe ser la mayor que las siguientes: 5 000 W (Volt-Ampere) o la potencia nominal indicada en la placa de datos, para cada secadora conectada. Se permite aplicar factores de demanda indicados en la Tabla 220-18, para una o más secadoras. ¡Claro! con todos estos factores se pretende que los cálculos realizados por un electricista sean lo más exactos posibles, pero pienso que el asunto bien podría simplificarse a pesar de la multiplicidad de casos. Me parece que de hacerse un censo a nivel nacional extrayendo muestras en cada uno de los estados del país respecto del nivel de consumo promedio en residencias (casas de interés social, vecindades, que no rebasaran los 3,000 Watts) al final se llegaría a la conclusión de que los calibres de conductores 10, 12 y 14 AWG son los apropiados, mientras que para aquellas que no rebasaran los 5,000 Watts se utilizaría calibre Núm. 8 AWG como alimentador principal, con esto se abarcaría –ahora si- la gran mayoría de instalaciones eléctricas residenciales del país. Los casos de aparatos como: aires acondicionados, regaderas eléctricas y motobombas podría hacerse obligatorio que fueran alimentados por circuitos independientes

Procedimiento para calcular el calibre de los alimentadores principales de una Instalación Eléctrica Residencial (menor de 5,000 Watts). Existen varios métodos para calcular el calibre de los de una instalación eléctrica residencial, a saber: por Corriente, por Caída de Tensión y por Resistencia de los Conductores. De los tres métodos indicados el más utilizado es el de corrientes, el cual te explico a continuación.

alimentadores principales.

Método de corrientes para calcular el calibre de los

Procedimiento. 1. Determina la CARGA TOTAL de la residencia o casa-habitación. 2. Aplica la fórmula: I=

P/(V*0.9) 2 1

En donde: I es la corriente que pasará por los conductores (amperes); P es la carga total (Watts); V es el voltaje que llega a la residencia por medio de la acometida (127 Volts-ca para el caso de una instalación que no rebasa los 5,000 Watts); y, 0.9 es el denominado factor de potencia el cual regularmente es del 90% por la combinación de cargas resistivas e inductivas existentes en la instalación eléctrica. 3. Con la I, determina una Ic (corriente corregida) multiplicándola por un factor de demanda o factor de utilización (f.d.) el cual tiene un valor que varía de la siguiente manera. Unidades de vivienda, según NOM-001-SEDE-Vigente, 220-11 Primeros 3,000 VA o menos: 100%; 1 De 3,001 a 120,000 VA: 35%; 0.35 A partir de 120,000 VA: 25%; 0.25 En virtud de que el factor de demanda (o de utilización) especificado en la Norma Oficial, varía mucho antes y después de los 3000 Watts, puedes utilizar uno más acorde de 0.6 o 0.7 correspondiente al 60% y 70% del total de la carga Para calcular la Corriente Corregida simplemente multiplica la I por el f.d. o sea:

Ic=(I)(f.d.) 4. Con la Ic busca el calibre del conductor en las tablas correspondientes, dependiendo de la marca del fabricante.

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Ejemplo. La carga total en una vivienda es de 4,200 Watts, resultado de sumar cargas fijas monofásicas (dispositivos y aparatos eléctricos fijos que funcionan a 127 Volts-ca) y tiene un factor de utilización o de demanda general de 70%. Hallar el calibre de los alimentadores principales que funcionan a una temperatura máxima de operación de 75°C. Resolvámoslo aplicando un factor de demanda de 0.7 Solución 1. Paso 1. La Potencia total es de 4,200 Watts. Paso 2. I = 4200/(127*0.9) = 36.74 Amp. Paso 3. Ic = (36.74)(0.7) = 25.72 Amp. Paso 4. En las tablas (para conductores VIAKON) buscamos el calibre apropiado que soporte 25.72 amperes (de acuerdo al primer criterio) y encontraremos que el calibre #12 AWG puede conducir hasta 25 amperes. Ahora resolvámoslo aplicando un factor de demanda de acuerdo a la NOM-001-SEDE-Vigente. Solución 2. Paso 1. La Potencia total es de 4,200 Watts. Paso 2. Para los primeros 3,000 VA; I = 3000/(127*0.9) = 26.24 Amp. Para el excedente I = 1200/(127*0.9) = 10.49 Amp. Paso 3. Para 3000 VA el Factor de demanda es del 100% (es decir 1), por lo tanto queda: Ic = 26.24 Amperes. Multiplicando por 1 queda igual. Aplicando el factor de demanda (0.35) al excedente (1200 VA), quedaría: I=1200/(127×0.9) = 10.49 Amperes. Multiplicando por 0.35 queda: Ic = (10.49)(0.35)= 3.67 Amp. Sumando ambas corrientes corregidas quedaría: Ic = 26.24 + 3.67 = 29.91 Amperes. Paso 4. En las tablas (para conductores VIAKON) buscamos el calibre apropiado que soporte 29.91 Amperes y encontramos que el calibre #10 AWG puede conducir hasta 35 Amperes. Entonces… ¿Cuál de las dos soluciones es la mejor? Para decidir nos basaremos en dos aspectos: SEGURIDAD y ECONOMÍA. A. Para un electricista común primero es la economía y luego la seguridad, por lo que utilizaría calibre No. 12 AWG. Es obvio que caería dentro de la primera solución. B. Para un técnico electricista primero es la seguridad y después la economía, por lo que elegiría el calibre No. 10 AWG, dejando al conductor con un buen margen, evitando con ello también el fenómeno de la caída de tensión. Es obvio que caería dentro de la segunda solución. GLOSARIO. ALIMENTADORES PRINCIPALES. Son los conductores (alambre o cable) que abastecen a toda la instalación eléctrica, también se les llama alimentadores generales. Por lo regular van colocados al centro y a lo largo

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(hasta el fondo) de toda la casa habitación, evitando en lo posible las curvas o vueltas de los mismos. La razón de esto último es para evitar el fenómeno denominado caída de tensión. CARGA RESISTIVA. Son todos aquellos aparatos eléctricos que por lo general producen luz, calor o sonido, por ejemplo: lámparas (incandescentes y fluorescentes), estufa eléctrica (parrillas), radios y modulares, etc. CARGA INDUCTIVA. Son todos aquellos aparatos eléctricos que basan su funcionamiento en un motor eléctrico, por ejemplo: ventilador, refrigerador, motobomba, máquinas de coser, etc. CAÍDA DE TENSIÓN. Disminución de voltaje. Cuanto más largo sea un conductor eléctrico mayor será la caída de tensión. Por esta razón deben evitarse vueltas o curvas en todos conductores eléctricos pero principalmente en los alimentadores generales. ECONOMÍA. Es un aspecto que debe considerarse al diseñar y realizar una instalación eléctrica, y debe hacerse sin sacrificar al 100% la seguridad. SEGURIDAD. Es un aspecto que debe considerarse al diseñar y realizar una instalación eléctrica y debe hacerse cuidando en lo posible el factor económico. CALIBRES DE CONDUCTORES. Se refiere al grosor de los conductores. El calibre número 12 AWG es menos grueso que el calibre número 10 AWG, por lo tanto el calibre número 10 conducirá más corriente que el número 12. CARGA TOTAL DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA. Es la suma de las cargas fijas conectadas en la instalación eléctrica residencial. Para determinarla se suman todos los Watts (fijos) en la instalación como son: lámparas (de cualquier tipo) y contactos (180 VA por cada contacto), motobomba (si existe), timbre (si existe), regadera eléctrica (si existe), ventiladores de techo (si existen) y todas las demás cargas que se consideren permanentes en toda la instalación. FACTOR DE DEMANDA O DE UTILIZACIÓN. Representa el promedio o nivel de utilización que va a tener la instalación eléctrica

Cálculo del calibre de los alimentadores principales de una I.E. Residencial, considerando varios factores de acuerdo a la NOM-001-SEDE-Vigente. Caso 1. Instalación Monofásica. (Menor de 5,000 Watts). Te recomiendo que antes de estudiar este tema revises el Tema 4 en donde realicé un ejercicio elemental sin considerar factores de corrección por temperatura y agrupamiento. Tampoco determiné el diámetro del tubo conduit para lo cual se aplica el factor de relleno. Dicho lo anterior vayamos directamente a la solución del problema.

Supongamos que la carga total en una Instalación Eléctrica Residencial es de 4,900 Watts, resultado de sumar cargas monofásicas fijas, alumbrado, contactos (180 W.), timbre y motobomba. Consideremos un factor de potencia de 0.9, un factor de demanda o utilización de 0.7 y una temperatura ambiente de 35º (un lugar templado). Entonces…

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P= 4,900 W. I=4,900/(127×0.9)= 42.86 A. Ic=42.86×0.7= 30 A. Buscamos en tabla 310-16 NOM-001-SEDE-Vigente a 75 ºC como temperatura máxima de operación- y nos resulta alambre o cable calibre No. 10 que pueden conducir hasta 35 Amperes, suficiente para conducir los 30 Amp. y con un buen margen de seguridad. Sin embargo tenemos que considerar que la temperatura ambiente es de 35 ºC, lo cual significará una disminución real de la conducción de corriente. Esto sucede para cualquier conductor que esté a más de 30 ºC. Tema 9, en donde resulta el dato 0.94, igual a la temperatura máxima de operación de 75 ºC, entonces los 35 Amperes del conductor en la práctica solo son: I real=35×0.94= 32.9 Amp. Lo que debemos hacer ahora es comparar este nuevo dato con la corriente corregida (Ic) que habíamos obtenido que era de 30 Amp. Podemos ver que la corriente real que puede conducir el conductor calibre 10 aun supera a la corriente corregida Ic de 30 Amp, en casi 3 Amperes. Por lo tanto concluimos que dicho conductor hasta este punto es adecuado como alimentador principal. Pero… todavía hace falta considerar el factor de corrección por agrupamiento el cual depende directamente del número de conductores alojados en la tubería, ya que al estar juntos se genera calor que influye otra vez sobre la capacidad de conducción del conductor eléctrico. Supongamos entonces que por cualquier tramo de tubería estuvieran alojados 2 conductores alimentadores principales calibre 10, pero además están alojados otros 6 conductores, 4 de los cuales son alambre calibre 12 y los otros 2 son calibre 14 igual de alambre. En total son 8 conductores. Al revisar la tabla 310-15(g) Tema 12, resulta un 70% de disminución efectiva de la capacidad de cualquier conductor en estas condiciones de agrupamiento, entonces la capacidad del conductor que ya se había reducido a 32.9 por el factor de corrección por temperatura se reduce todavía más a: I definitiva=32.9×0.7= 23.03 Amp. Observa que el calibre THW #10 AWG debido a las condiciones de temperatura y agrupamiento reduce drásticamente su capacidad de conducción hasta 23 Amperes por lo cual concluimos que ese calibre no es apropiado para transportar los 30 Amperes que resultaron en la corriente corregida, por lo que aumentamos un calibre resultando No. 8, el cual está diseñado para conducir hasta 50 Amperes a 75 ºC como temperatura máxima de operación. Ahora a manera de comprobación realicemos la misma operación para este nuevo calibre #8 AWG aplicando los factores de corrección por temperatura y de agrupamiento. I real=50×0.94= 47 Amp. I definitiva=47×0.7= 32.9 Amp. Resultan 32.9 Amperes, existiendo un excedente de 2.9 Amperes para los 30 que habíamos calculado en la corriente corregida. En conclusión, para este caso se utilizarían 2 conductores (Fase, Neutro) THW Calibre No. 8 AWG Alambre o Cable a 75 ºC como temperatura máxima de operación. Si se quiere colocar un alambre adicional para conectar a tierra todos los contactos y aparatos que lo requieran entonces debe llevarse desde el interruptor principal un conductor calibre No. 10 en color verde, considerando una protección con interruptores termomagnéticos de 30 Amperes, según Tabla 250-95 de la NOM-001-SEDE-vigente. A pesar de la serie de cálculos anteriores utilizando los factores mencionados, recomendables para cualquier electricista en grandes proyectos de instalaciones eléctricas residenciales, comerciales, industriales y especiales, lo anterior es solo un criterio susceptible de aplicarse o no en la realización de modestas instalaciones residenciales, ya que como puedes ver en este caso si desde un principio te hubieras sujetado a la corriente nominal I=42.86 Amperes, igual te habría resultado calibre No. 8 Awg.

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Ahora bien, para el cálculo del diámetro del tubo conduit retomemos el tramo por el cual pasan los 8 conductores mencionados más el conductor de tierra. Tenemos en total 9 conductores de los siguientes calibres: 2 No. 8; 1 No. 10, 4 No. 12 y 2 No. 14. Suponiendo que utilizaras conductor marca Kobrex (Vinikob THW) para tu instalación, entonces considerando sus diámetros resultarían las siguientes áreas: No. 8; Área = (Πx5.54²)/4 = 24.1 mm², en dos conductores resultan: 48.2 mm² No. 10; Área = (Πx4.11²)/4 = 13.26 mm² No. 12; Área = (Πx3.57²)/4 = 10.00 mm², en cuatro conductores resultan: 40 mm² No. 14; Área = (Πx3.15²)/4 = 7.79 mm², en dos conductores resultan: 15.58 mm² En total resultan: 117.04 mm². Revisando la tabla 10-4 para diámetros de tubería Tema 13 para más de dos conductores (40% utilizable), resulta que el diámetro ¾ puede alojar hasta 137 mm² con lo cual se concluye que este es el diámetro adecuado, aunque si se desea puede utilizarse tubo conduit un poco mayor pudiendo ser de 1 pulgada

Protección contra sobrecorriente indicada en la NOM-001-SEDE_Vigente. Al pie de la tabla 310-16 de la Norma Oficial Mexicana, se lee lo siguiente: *A menos que se permita otra cosa específicamente en otro lugar de esta norma, la protección contra 2 sobrecorriente de los conductores marcados con un asterisco (*), no debe superar 15 A para 2,08 mm 2 2 (14 AWG); 20 A para 3,31 mm (12 AWG) y 30 A para 5,26 mm (10 AWG), todos de cobre.

Sencillo de entender, sencillo de memorizar y sencillo de aplicar. Si vas a a realizar una instalación eléctrica residencial y utilizas los calibres 10, 12 y 14 AWG mismos que te he repetido hasta el cansancio puesto que son los más comunes en el 80% de las instalaciones eléctricas del país, entonces utiliza capacidades de interruptores termomagnéticos de: 15 Amperes cuando utilices calibre No. 14 AWG (Por ejemplo para una motobomba de 1/4 H.P.). 20 Amperes cuando utilices calibre No. 12 AWG (Por ejemplo una motobomba de 1/2 H.P. o un circuito derivado). 30 Amperes cuando utilices calibre No. 10 AWG (Por ejemplo una motobomba de 3/4 o hasta 1 H.P., ducha eléctrica común, alimentadores principales o circuitos derivados). Fácil de aplicar, esta vez la norma oficial es coincidente con la realidad de la mayoría de las instalaciones eléctricas residenciales de nuestro país. Es importante mencionar que lo anterior no es una regla definitiva ya que puede haber casos en los que no suceda tan exactamente como se indica, por eso la norma dice al principio: “A menos que se permita otra

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cosa…”. Por ejemplo, puede darse el caso de que un electricista por seguridad utilice un conductor calibre No. 10 conectado a un interruptor de 20 Amperes que protege a la instalación que alimenta. Si además de interruptores termomagnéticos colocados en un Centro de Carga tienes un Interruptor de Seguridad con Cartuchos Fusibles selecciona estos últimos de una capacidad un poco mayor a los termomagnéticos

Cálculo del calibre de los alimentadores principales de una Instalación Eléctrica aplicando la NOM-001-SEDE_Vigente. Utilizaremos la tabla 310-16 de la Norma Oficial Mexicana.

¿Puedes utilizar otras tablas? Sí. Puedes utilizar las tablas proporcionadas por fabricantes de conductores eléctricos tales como: Conductores Monterrey, Conductores Mexicanos, Kobrex, y otras que pudiera haber, pero en este caso los cálculos serían exclusivos para los tipos de conductores que incluyeran dichas tablas. Veamos un ejemplo. Sea una instalación eléctrica que tiene una carga total instalada de 4,500 Watts, resultado de sumar todas las cargas fijas existentes en la misma (artefactos tales como: focos, motobomba, ventiladores de techo, y contactos -180 Watts c/u-). Determinar por el método de corrientes el calibre de los alimentadores principales que abastecerán a toda la instalación. Aplicando la fórmula para sistemas monofásicos:

P=V*I*(f.p.) Despejando I.

I = P/(V*f.p.) Considerando V= 127 Volts ya que se trata de una instalación monofásica puesto que su carga total es menor de 5,000 Watts. Considerando un factor de potencia (f.p.) de 0.9 ya que en la instalación existirán cargas resistivas e inductivas combinadas quedaría…

I = 4,500/(127*0.9) = 4,500/114.3 = 39.37 Amperes. 2 7

Por lo tanto la corriente MÁXIMA que circulará por los conductores alimentadores principales a plena carga, es decir cuando todos los elementos de la instalación (focos, ventiladores, contactos, etc) estén funcionando, es de aproximadamente 40 Amperes. Nota. Es muy remota la posibilidad de que todos los aparatos eléctricos de una casa-habitación funcionaran al mismo tiempo requiriéndose por lo tanto los 40 Amperes resultantes, sin embargo el utilizar este número para el cálculo del calibre del conductor alimentador principal haría posible dejarlo con un margen adecuado considerando en parte la demanda futura que tendría cualquier instalación.

Buscamos en la tabla 310-16 de la NOM-001-SEDE_Vigente el valor que se aproxime hacia arriba al 40 (lo hacemos en la columna correspondiente a 75° marcado con un recuadro en color amarillo en donde hay conductores tipo THW que son los más comunes), vemos que el 50 es el número que más se aproxima, elegimos esta capacidad y nos movemos a la izquierda en el mismo renglón hasta el recuadro en color naranja y vemos que corresponde al número 8. Concluimos entonces que el calibre apropiado de los conductores alimentadores principales/generales (FASE y NEUTRO) para alimentar a la instalación es número 8. (Dos conductores, Fase y Neutro, THW en calibre # 8 AWG). Ahora bien…¿Cuáles son los conductores alimentadores principales? ¿En dónde inician y en dónde terminan?

Los conductores alimentadores principales/generales son los que van: 1. Desde el medidor hasta el Centro de Carga pasando por el interruptor principal, esto, cuando la instalación tiene varios circuitos alimentadores.

2. Desde el medidor hasta el punto más lejano de la instalación pasando por el/los sistema/s de protección, esto, cuando la instalación consta de un solo circuito.

Esta forma de resolver el problema de una instalación eléctrica en lo que al cálculo de los alimentadores principales se refiere, es el procedimiento más simple de hacer sin utilizar factores tales como el de demanda, de agrupamiento, de corrección por temperatura y otros. Es un criterio básico que aplican electricistas prácticos que funciona bien en los hechos en condiciones de temperatura ambiente máximas de 30°C, a partir del cual también puedes determinar la capacidad del interruptor termomagnético y/o fusibles que protegerán a dicha instalación, los cuales en este caso son de 40 Amperes

Instalación eléctrica residencial aplicando el Factor de Demanda de la Norma Oficial Mexicana. El procedimiento “clásico” (sencillo y directo) para que calcules el calibre de los conductores apropiados para alimentar a una instalación eléctrica residencial “común” es: 1. Calculas la corriente total por medio de la fórmula: I=P/(V*f.p.), en donde V=127 V, f.p.≈0.9, y, 2 8

2. Multiplicas el resultado por un factor de demanda de acuerdo a la utilización que tendrá la instalación, el cual puede ser: 0.6, 0.65, 0.7, 0.75, 0.8, 0.9 o 1 dependiendo de la cantidad y de que tan frecuentemente estarían utilizándose los aparatos eléctricos que alimenta. Evidentemente esta manera de hacerlo plantea dificultades puesto que el utilizar cualquiera de los valores anteriores para el factor de demanda estaría sujeto prácticamente a la experiencia del que realizara la instalación. Algunos instaladores electricistas dicen: “bueno… si la instalación tiene muchos aparatos eléctricos que son utilizados frecuentemente a lo largo de las veinticuatro horas del día entonces aplicaré un factor de demanda alto, por ejemplo 0.8 o 0.9 que correspondería al 80% y al 90% de la demanda total respectivamente, pero si la instalación tendrá un nivel de utilización de “normal” a “bajo” entonces utilizaré un factor de demanda de 0.7 o incluso de 0.6”. Y sin embargo ha funcionado… Cabe mencionar que aunque el procedimiento anterior deja mucho que desear, a decir verdad ha “funcionado” a lo largo de la historia de la construcción de instalaciones eléctricas, incluso lo avalan autores como el Ingeniero Diego Onésimo Becerril en su libro: Instalaciones Eléctricas Prácticas. No obstante existe la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE_vigente) que intenta estandarizarnos a todos los que trabajamos teórica/prácticamente en instalaciones eléctricas. En ella están consignados los Factores de Demanda comunes para los diferentes tipos de instalaciones. Para el caso de Unidades de Vivienda son como sigue: Hasta 3,000 Watts se aplica un factor de demanda del 100% (1) De 3,001 hasta 120,000 Watts se aplica un factor de demanda del 35% (0.35) De 120,000 Watts en adelante se aplica un factor de demanda del 25% (0.25) Interpretémoslo Si tienes una instalación cuya carga total instalada (suma de todas las cargas individuales fijas: lámparas, motobomba, contactos, etc.) no mayor de 3,000 Watts entonces ¡olvídate del factor de demanda! será 1, lo que quiere decir que todo quedará igual, es decir, la corriente que obtengas al aplicar la fórmula mencionada será la misma. Pero si tienes una instalación eléctrica cuya carga total instalada es de por ejemplo: 4,600 Watts, la corriente obtenida en los primeros 3,000 Watts tendrás que sumarla al 35% de la corriente obtenida de los 1,600 Watts restantes. ¡Bah! Mejor resolvamos un problema. Problema. Sea una instalación eléctrica cuya carga total instalada resultado de sumar cargas cuyo voltaje de operación es de 127 Volts (Monofásicas) es de 4,100 Watts. Determinar el calibre del conductor apropiado para alimentarla y la capacidad del interruptor termomagnético necesario para protegerla. Apliquemos la fórmula a los primeros 3,000 Watts y determinemos la primera corriente. I1=3000/(127×0.9)=26.24 A. Ahora calculemos la segunda corriente del excedente de los 3,000 Watts. I2=1100/(127x.9)=9.62 A. Pero de acuerdo a la tabla de factores de demanda de la Norma Oficial de esta corriente solo debemos utilizar un 35% así que…

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I3=9.62×0.35=3.36 A. Igual puedes hacerlo en una sola operación: I3=(1100×0.35)/(127×0.9)=3.36 A. Sumando I1 e I3 obtenemos la corriente total (It) la cual sería de:

Itotal=I1+I3=26.24+3.36=29.60 A. ¡Okkk! Esta corriente total nos permitirá saber que calibre de conductor utilizar, solo tenemos que buscar en las tablas de conductores respectivos de la marca de fábrica que eligiéramos. Por ejemplo si utilizáramos conductores de la marca Kobrex. A 75 °c de temperatura máxima de operación y al aire libre el calibre No. 10 del tipo Vinikob soporta 35 Amperes, los cuales serían suficientes para alimentar la instalación cuya demanda regular sería (de acuerdo a los resultados obtenidos) de 29.60 Amperes, quedando un margen de seguridad para el conductor de poco más de 5 Amperes. Pero… ¿Y si en lugar de utilizar la marca Kobrex compráramos conductores de la marca IUSA (cables)? En este caso el calibre No. 12 soporta 30 Amperes en tubería conduit (instalaciones ocultas) y podría elegirse tal calibre pero no tendríamos ningún margen de seguridad por lo que lo mejor es aumentar un calibre quedando finalmente en calibre No. 10 que soporta hasta 40 Amperes quedándonos un margen de seguridad excelente, sobre todo si la instalación será realizada en un lugar cálido. Ahora bien, respecto del interruptor termomagnético que protegiera a la instalación (o -dado el caso- parte de ella) ¿de qué capacidad sería? Bueno… pueden suceder dos casos (por lo menos).

Caso 1. Un solo nivel de protección. Elige la capacidad del interruptor termomagnético (o de fusibles) hacia arriba del valor de la corriente total obtenida (It). Para el problema que tenemos la It=29.60 Amperes, el interruptor sería de 30 Amperes.

Caso 2. Dos niveles de protección. Elige la capacidad del interruptor termomagnético hacia abajo (25 A. o si no lo tienes puedes colocar uno de 20 Amperes), y para el interruptor general eliges 30 Amperes (o caja de fusibles de 30 Amperes).

Lo anterior es aplicable -lo reitero- solo a instalaciones eléctricas comunes como lo son prácticamente el 80% de las existentes en nuestro país y es lo menos que podría hacer un electricista (sea técnico o no) al realizar su trabajo haciendo caso a la Norma Oficial Mexicana. Ahora bien, cuando se trabajara con instalaciones eléctricas “grandes”, con varios circuitos (ramas) tendrían que aplicarse otros factores (temperatura, agrupamiento, seguridad, crecimiento futuro, y más que pudiera haber).

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Pero… ¿Y si hicieras caso omiso a la NOM y utilizaras directamente un Factor de Demanda de 0.7? Bueno… en ese caso habrían resultado: I=(4100×0.7)/(127×0.9)=25.10 Amperes. Como ves, la corriente con la que tendrías que determinar el calibre del conductor y la capacidad del interruptor, resulta menor (incluso si aplicaras un Factor de Demanda de 0.8) lo que de entrada en este caso supondría -y solo eso- mayor riesgo para la instalación

Capacidad de la pastilla para proteger el circuito de alumbrado. Tenemos 927 Watts, en lámparas y timbre o videoportero.

Aplicando la fórmula conocida I=P/(127*f.p.) queda: I=927/(127×0.9)=8.11 Amp. Luego, considerando el factor de demanda antes mencionado de 70% queda: Ic=8.11×0.7=5.67 Amp. Después, considerando un 25% adicional a la capacidad instalada queda: Iint=5.67×1.25=7 Amperes. Sobre este valor puedes basarte para elegir la capacidad de la pastilla termomagnética, sin embargo ten siempre presente que este es solo un criterio para hacerlo. Otro criterio utiliza la primera corriente (en este caso 8.11 Amperes) la cual se multiplica por 1.25 (para agregar un 25%) resultando en este caso: Iint. = 10.13 Amperes. De hecho hay electricistas experimentados y son tan exactos que simplemente con dar un “paseo” por toda una residencia y una o dos preguntas a los dueños de la casa, determinan –sin mayores cálculos- cuál o cuáles son las pastillas apropiadas para protegerla.

Pero… ¿Cuál de los criterios anteriores funciona mejor? Todos. Todo depende del problema que tengas. Hay residencias en donde jamás se utiliza toda carga al mismo tiempo, además si la instalación será la misma siempre, es decir que no hay posibilidad de que se incremente a corto, ni a mediano, ni a largo plazo, entonces por economía algunos electricistas prácticos utilizan la corriente corregida (Ic) para calcular el interruptor y en cualquier otro caso utilizan la primera corriente (Corriente nominal). Hay casos en donde la pastilla termomagnética se calcula de acuerdo a la corriente nominal o sea la primera corriente obtenida de dividir la carga total entre el voltaje multiplicado por un factor de potencia de 0.9

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Lo que se maneja como estándar a nivel nacional por técnicos electricistas es que los calculos para pastillas termomagnéticas se hagan -siempre y cuando controlen cargas de alumbrado o similares más no de fuerza (motores)- sobre un 15% hasta un 40% adicional a la corriente nominal, es decir: tienes la carga total, la divides entre 127 x 0.9 = (114.3) y el resultado denominado corriente nominal lo multiplicas por 1.15 o hasta por 1.40 dependiendo del caso que se trate y del uso que se le de a la instalación eléctrica. A partir del resultado buscas la capacidad de la pastilla. Debe quedarte perfectamente claro que hay varios criterios para elegir una pastilla termomagnética y que en cualquiera de ellos siempre debes buscar que te quede lo mejor ajustada posible a la instalación eléctrica que estés realizando. De lo anterior concluimos que una pastilla de 10 Amperes es la adecuada para proteger la carga de alumbrado de nuestra Instalación Eléctrica. Pero…¿Hay interruptores de 10 Amperes? Si los hay, aunque no son muy comunes, los de menor amperaje que puedes encontrar en la tienda de la esquina son de 15 Amperes, pero incluso existen hasta de 0.5 Amperes. En pequeñas ferreterías o tiendas de artículos eléctricos la mínima capacidad que manejan es de 15 Amperes, así que ármate de paciencia y búscalos tienda por tienda. Ahora bien, si no quieres buscar y te urge resolver el problema compra uno de 15 Amperes, dejarás un poco más holgado el rango de protección pero igual la pastilla se “dispara” en el caso de una falla por corto circuito, solo que el tiempo para hacerlo es una pequeñísima fracción de segundo más tarde que la de 10 Amperes, es más, en un caso extremo puedes colocar una de 20 o incluso de 30 Amperes (no es recomendable pero funciona), sin embargo procura remplazarlas lo más pronto posible pues el rango de protección está muy por encima de lo que realmente debe ser y en caso de una falla seguramente habrá consecuencias. Mayor que estas capacidades, de ninguna manera. Desde luego, la mejor-mejor pastilla para este caso siempre será la de 10 Amperes

Capacidad de la pastilla termomagnética para proteger contactos (tomas de corriente). Hay 15 contactos, 180 Watts c/u, total 2,700 Watts.

Suponiendo -y solo eso, SUPONIENDO- que las cargas a conectar en los contactos no excedieran su capacidad (15 A.) Aplicando la fórmula conocida I=P/(127×0.9), considerando un factor de potencia de 0.9 y un factor de demanda de 0.7, quedaría: I=2,700/(127×0.9)=23.69 A. Ic=23.69×0.7=16.58 A. Iint=16.58×1.25=20.72 A. Entonces el interruptor adecuado para esta carga conformada por contactos o tomacorrientes sería de 20 Amperes.

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Pero, pero, pero… revisemos el asunto con mayor detenimiento. En primer lugar ¿tenemos la certeza de que la carga total efectivamente será de 2,700 W. tratándose de contactos? En una toma de corriente igual puedes conectar un aparato que consuma 25 Watts (p. ej. un DVD), que otro de 350 Watts (p. ej. una computadora), o bien puedes conectar uno que consuma 2,500 Watts (p. ej. una estufa eléctrica o un horno de microondas)… Por lo tanto los 180 Watts (incluso puede haber quienes consideren más de esta cantidad) para cada contacto no pasan de ser una “estimación” fundamentada en la NOM-001-SEDE-vigente Art. 220-3 inc. C fracc. 7, porque en los hechos la carga que se conecta en ellos en el 99% de los casos es mayor o menor -por ejemplo, cuando en un contacto se conecta una barra de contactos (supresor de picos) a veces de 6 o más tomas de corriente, aumentando drásticamente la posibilidad de conducción de mayor corriente por los conductores-. A pesar de lo anterior la CFE y las UVIE requieren una base con la cual hacer una aproximación al calibre del conductor y la pastilla termomagnética necesarios, y evaluar así, si la instalación es correcta. Con lo anterior espero que te haya quedado claro que para el caso de las tomas de corriente no hay certeza, solo es una aproximación a la cantidad total de Watts que se conectarán a ellos. Así que, la pastilla de 20 Amperes para este caso no pasa de ser meramente una “propuesta”. Si las cargas que se conectan a los contactos (varias de ellas) exceden los 180 Watts para cada uno, requerirías aumentar la capacidad de protección de la pastilla, posiblemente a una de 30 Amperes o incluso mayor. En este caso utiliza la primera corriente obtenida 23.69 Amp. de tal manera que el cálculo quedaría: 23.69×1.25=29.61 Amp. Concluiríamos entonces que la mejor pastilla -siguiendo este criterio- es de 30 Amperes EJERCICIO COMPLETO SOBRE EL CÁLCULO DEL CALIBRE DE LOS CONDUCTORES ELÉCTRICOS ALIMENTADORES PRINCIPALES DE UNA I.E.R. CONSIDERANDO VARIOS FACTORES DE ACUERDO A LA NOM-001-SEDE-Vigente. INSTALACIÓN MONOFÁSICA, menor de 5,000 Watts. Te recomiendo que antes de estudiar este tema revises, el Tema 4 en donde realicé un ejercicio elemental sin considerar factores de corrección por temperatura y agrupamiento. Tampoco determiné el diámetro de la tubería (poliducto) para lo cual se aplica el factor de relleno. Supongamos que la carga total en una Instalación Eléctrica Residencial es de 4,900 Watts, resultado de sumar cargas monofásicas fijas, alumbrado, contactos (180 W.), motobomba, y hasta un timbre. Entonces la instalación es monofásica (menor de 5,000 W.). Consideremos un f.p. de 0.9, un factor de demanda o utilización de 0.7 y una temperatura ambiente de 35º (un lugar templado). P=4,900 W. I=4,900/(127×0.9)=42.86 A. Ic=42.86×0.7=30 A. En tablas de Viakon, Tema 29 a 75 ºC como temperatura máxima de operación- resulta alambre o cable calibre No. 10 que pueden conducir hasta 35 A. suficientes en este caso y además con un buen margen de seguridad.

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Sin embargo…Como la temperatura ambiente es de 35 ºC, lo cual significa una disminución real de la conducción de corriente para cualquier conductor que esté a más de 30 ºC. Tema 9 de Secciones/Categorías: Instalaciones Eléctricas, en donde resulta el dato 0.94, igual a la temperatura máxima de operación de 75 ºC, entonces los 35 Amperes del alambre o del cable Viakon en la práctica solo son: I real=35×0.94=32.9 Amp. Lo que debemos hacer ahora es comparar este nuevo dato con la corriente corregida (Ic) que habíamos obtenido que era de 30 Amp. Podemos ver que la corriente real que puede conducir el conductor Viakon calibre 10 aun supera a la corriente corregida Ic de 30 Amp, en casi 3 Amperes. Por lo tanto concluimos que dicho conductor hasta este punto es adecuado como alimentador principal. Pero… todavía hace falta considerar el factor de corrección por agrupamiento el cual depende directamente del número de conductores alojados en la tubería, ya que al estar juntos se genera calor que influye otra vez sobre la capacidad de conducción del conductor eléctrico. Supongamos entonces que por cualquier tramo de tubería por necesidad están alojados los 2 conductores alimentadores principales calibre 10, pero además están alojados otros 6 conductores, 4 de los cuales son alambre calibre 12 y los otros 2 son calibre 14 igual de alambre. En total son 8 conductores, y al revisar la tabla (Tema 12 ), resulta un 70% de disminución efectiva de la capacidad de cualquier conductor en estas condiciones de agrupamiento, entonces la capacidad del conductor Viakon que ya se había reducido a 32.9 por el factor de corrección por temperatura se reduce todavía más a: I definitiva=32.9×0.7=23.03 Amp. Puedes observar entonces que el calibre 10 Viakon debido a las condiciones de temperatura y agrupamiento reduce drásticamente su capacidad de conducción hasta 23 Amperes por lo cual concluimos que ese calibre no es apropiado para transportar los 30 Amperes que resultaron en la corriente corregida. Por lo tanto aumentamos un calibre resultando No. 8, el cual está diseñado para conducir hasta 50 Amperes a 75 ºC como temperatura máxima de operación. Ahora a manera de comprobación realicemos la misma operación para este nuevo calibre ( 8 ) aplicando los factores de corrección por temperatura y de agrupamiento. I real=50×0.94=47 Amp. I definitiva=47×0.7=32.9 Amp. Resultan 32.9 Amperes, existiendo un excedente de 2.9 Amperes para los 30 que habíamos calculado en la corriente corregida. En conclusión para este caso se utilizan 2 conductores (Fase, Neutro) Viakon calibre No. 8 Alambre o Cable a 75 ºC como temperatura máxima de operación. Si se quiere colocar un alambre adicional para conectar a tierra todos los contactos y aparatos que lo requieran entonces debe llevarse desde el interruptor principal un conductor calibre No. 10 en color verde, considerando una protección con interruptores termomagnéticos de 30 Amperes, según Tabla 250-95 de la NOM-001-SEDE-vigente. Ahora bien, para el cálculo del diámetro del poliducto retomemos el tramo por donde pasan los 8 conductores comunes más el conductor de tierra. Tenemos en total 9 conductores de los siguientes calibres: 2 No. 8; 1 No. 10, 4 No. 12 y 2 No. 14. Sumando áreas resulta (Tema 29): No. 8; Área = (Πx5.5²)/4 = 23.75 mm², en dos conductores resultan: 47.5 mm² No. 10; Área = (Πx4.1²)/4 = 13.20 mm² No. 12; Área = 10.17 mm², en cuatro conductores resultan: 40.71 mm² No. 14; Área = 8.04 mm², en dos conductores resultan: 16.08 mm²

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En total resultan: 117.49 mm². Revisando la tabla para diámetros de tubería (Tema 13) para más de dos conductores (40% utilizable), resulta que el diámetro ¾ puede alojar hasta 137 mm² con lo cual se concluye que este es el diámetro adecuado, aunque si se desea puede utilizarse poliducto un poco mayor pudiendo ser de 1 pulgada

Caída de Tensión en Instalaciones Eléctricas. Es un fenómeno que se presenta en los conductores eléctricos cuando se alimenta a una carga a cierta distancia del punto de alimentación. Esto quiere decir que cuando se va a suministrar energía eléctrica por ejemplo a un foco (lámp. incandescente), no es lo mismo que el foco esté a tres metros del alimentador que a cincuenta. Para comprobarlo puedes hacer lo siguiente. Selecciona Volts de C.A. en un multímetro y mide el voltaje que tienes en el contacto que esté más cerca del interruptor principal de tu casa, anótalo, luego haz lo mismo pero con el contacto más lejano (al fondo de tu casa). Cuando compares las dos cantidades encontrarás lo siguiente A. El voltaje en el lugar más cercano al interruptor principal es mayor que el otro (considera que el voltaje varía constantemente por lo que a veces es necesario promediarlo). Si sucede lo contrario, una de dos, o te equivocaste en las lecturas o el electricista que realizó la instalación no supo hacerla bien. Ahora bien… B. Si la diferencia es grande (10, 15 Volts), e hiciste el mismo experimento tres o cuatro veces en diferentes días de un mes, (puesto que podría ser un problema de alimentación baja de la CFE) lo siento, seguramente la instalación la realizó un aprendiz de electricista y te garantizo que problemas no te faltarán, en cambio si la diferencia es pequeña dos o tres Volts, estuvo bien hecha, pero si es de cero Volts, felicítalo de mi parte. En una buena instalación eléctrica residencial, la diferencia entre los voltajes no debe ir más allá de los dos o máximo tres Volts, de la entrada de la casa hasta la última habitación. Hay viviendas en donde el voltaje es el mismo en la entrada que hasta el fondo. Se supone que la empresa que suministra la energía eléctrica (en nuestro caso la C.F.E.) debe hacernos llegar un voltaje de 127 Volts a nuestras casas, cosa que sería muy rara a menos que tuviéramos el transformador que alimenta a la zona frente a nuestra residencia. Por lo regular este aparato que es el alimentador general para un conjunto de casas, está ubicado a 10, 20, 30, 50, 80, o más metros de nuestra residencia. Por esta razón se utilizan líneas de distribución aéreas que distribuyen la energía eléctrica hacia todas las casas utilizando conductores eléctricos colocados en postes, o bien tuberías especiales cuando las líneas de distribución son subterráneas en las grandes ciudades. En cualquier caso hay conductores eléctricos que van del transformador hasta una casa-habitación. Si la distancia entre el transformador y la residencia es muy grande la cantidad de conductor utilizado para hacerte llegar la energía eléctrica es muy grande por lo que existirá una mayor caída de tensión, y si es menor entonces si tendrás los 127 Volts. Ahora bien, todos los aparatos eléctricos están diseñados para funcionar a voltajes ligeramente inferiores o superiores al que muestran en su etiqueta de datos (o placa de datos), la cual generalmente consigna un voltaje de 115 Volts (¿Por qué 115 y no 127 Volts? Respuesta.- porque los fabricantes ya consideran que a tu casa no van a llegar los 127 Volts, precisamente por la caída de tensión).

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Si se diera el caso de que tuvieras conectado un aparato al contacto más lejano al interruptor principal de tu casa con un voltaje de 100 Volts, el aparato puede funcionar pero no óptimamente, por ejemplo, si se trata de una lámpara la intensidad luminosa será menor (aunque no lo percibas a simple vista), si se trata de un aparato que tenga motor el rendimiento de éste será menor llegando incluso a detenerse o a sobrecalentarse al funcionar, y si se tratara de una televisión podría darse el caso de que la imagen se redujera en la pantalla. Peor todavía, si tuvieras menos de los 100 Volts, te recomiendo que contrates a un buen electricista que reconstruya tu instalación eléctrica antes de que te suceda un problema más grande que ver la televisión a media pantalla. Concluyendo entonces. Existe caída de tensión del transformador a tu casa, y dentro de tu casa del punto más cercano al interruptor principal al punto más lejano a él y todo por causa del conductor eléctrico. La forma de “controlar” la caída de tensión es incrementando el grosor del conductor, o sea aumentando un calibre después de hacer el cálculo del mismo. Asume como regla lo siguiente: “Para una determinada corriente eléctrica a mayor longitud del conductor (1,2) mayor es la caída de tensión. También a menor grosor del conductor (3,4), es mayor la caída de tensión”. Así que, cuando realices una instalación eléctrica sea del tipo que fuere, evita las vueltas, curvas y todo aquello que lo único que hace es que el conductor sea más largo y tengas por consiguiente una mayor caída de tensión.

Calibres de conductores eléctricos utilizados comúnmente en Instalaciones que no rebasan los 5,000 W. MONOFÁSICAS 127 VOLTS. 1F, 1N. Casas habitación de interés o pequeñas residencias. Por lo general: 2

2

2

-Se utilizan THW calibres #10 (5.26 mm ), #12 (3.31 mm ) y #14 (2.08 mm ) AWG. -Para Alimentadores Generales el mínimo calibre a utilizarse es # 12 AWG. -Para contactos el mínimo calibre a utilizarse es # 12 AWG. -Para retornos y puentes (método de puentes) en apagadores de 3 y de 4 vías generalmente se utiliza calibre # 14 AWG. -Se utiliza conductor de un solo hilo tipo THW (75°C temperatura máxima de operación). Por resultar más económico en muchos casos se utiliza cable. -Ocasionalmente (en instalaciones visibles) se utiliza alambre o cable duplex (dos conductores unidos y aislados). 2

-La acometida tiene conductores calibre # 8 (8.37 mm ) AWG. -Los puentes en contactos (tomas de corriente, receptáculos o enchufes) se realizan del mismo calibre que los alimenta (por lo general # 12 AWG). En contacto especiales se utiliza calibre # 10 AWG

OBJETIVO GENERAL: Diseñar una instalación eléctrica residencial. 3 6

OBJETIVOS ESPECÍFICOS: Diseñar los circuitos de alumbrado, de tomacorrientes, individuales y varios de la residencia asignada. Representar gráficamente sobre el plano los circuitos diseñados con todos sus elementos. Describir detalladamente las especificaciones técnicas (de montaje y materiales) de la instalación eléctrica diseñada. INTRODUCCION El proyecto que se presenta propone el diseño de una instalación eléctrica para una residencia. Como se puede observar en el plano asignado, esta consta de dos dormitorios, dos baños, sala−estar, cocina, lavadero. Esta instalación fue diseñada de manera que cumpla con los requisitos técnicos exigidos por el Código Eléctrico Nacional (C.E.N) y gran parte de los criterios expuestos en el Manual de Diseño de Instalaciones Eléctricas de la Electricidad de Caracas, para lograr un funcionamiento óptimo y libre de riesgos. El resultado de este proyecto se presenta en dos planos a escala 1:100 para facilitar su análisis y estudio: el primer plano corresponde a los circuitos de alumbrado mientras que el segundo plano muestra los circuitos de tomacorrientes, circuitos individuales y circuitos varios, cada uno de los cuales contiene las especificaciones técnicas detalladas de manera verbal e ilustrada. Como anexos se agregan estos planos reducidos a papel tamaño doble carta. Con respecto a los elementos fundamentales de la instalación, este diseño consta de un tablero principal con su respectivo interruptor. El tablero principal es surtido de energía por medio de una acometida trifásica (tres fases y un neutro) 208/120 V, debido a la carga característica de aptos con tales dimensiones (121.918 m2). MEMORIA DESCRIPTIVA A continuación se hace una breve descripción de la disposición de los CIRCUITOS DE ALUMBRADO que conforman el diseño: Dormitorios: Se iluminan principalmente a través de lámparas de techo colocadas sobre el punto de ubicación de las camas. Además el cuarto principal posee una lámpara adicional colocada en el pasillo en frente a la entrada al baño de este. Baños: Dos de estos baños son iluminados por una lámpara de techo colocada en el punto central, también se le han agregado lámparas de menor intensidad luminosa sobre el espejo que se encuentra colocado sobre el lavamanos. Todas las lámparas generales son accionadas por interruptores simples ubicados al lado de la puerta de entrada de cada baño, mientras que las lámparas colocadas sobre el espejo son energizadas por un interruptor colocado al lado de estos. Cocina y Lavadero: Poseen una lámpara central en el techo para iluminación general energizada mediante suiches sencillos a la entrada de esta área. Sala − Estar: Es iluminada a través de tres lámparas de techo (dos en la sala y una en el área de estar) ubicadas en el eje central de este ambiente y controladas en este caso la iluminación del estar por un interruptor de tres vías (tree−way) y la de la sala por un interruptor de dos polos ubicados ambos en las dos entradas principales de acceso (puerta principal y entrada del pasillo hacia las habitaciones). Con respecto a los CIRCUITOS DE TOMACORRIENTES, INDIVIDUALES Y VARIOS de cada área se tiene: 3 7

Dormitorios: Para todos los dormitorios se consideraron como base tres tomacorrientes sencillos con salida doble, dos de los cuales se ubicaron a los lados de la cabecera de la cama y el otro al lado de la peinadora. Los dos dormitorio tienen tomas para aires acondicionados. Baños: Los dos baños tienen una toma para el uso de electrodomésticos de cuidado personal. Cocina y Lavadero: Se disponen para la cocina de tres tomacorrientes de circuito dobles, para uso de los artefactos eléctricos de la cocina como microonda, batidora, tosti−arepa, entre otros. También cuenta con un circuito independiente para uso de la nevera. En la sección del lavandero se encuentra circuitos independientes y varios para la lavadora, calentador y secadora. Sala − estar: Posee seis tomacorrientes sencillos ubicados hacia las equinas de las paredes para evitar obstaculizar con muebles su acceso. En la puerta principal se ubica el pulsador del timbre, cuyo equipo de emisión de señal se ubica en la pared a la entrada de la cocina. En los anexos se muestra una lista de todos los artefactos previstos para conectarse a la instalación eléctrica de la casa en cuestión. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO Corriente de los Alumbrados

Calculo del nuevo valor de la corriente nominal el conductor por corrección de temperatura

(a la nueva temp) Calculo del numero de circuitos para la iluminación # Circuitos = Calculo de la corriente de carga

Calculo de los KVA

Calculo de los KVA.m por caída de tension KVA por caída de tensión = Capacidad KVA.mconductorx x Factor de corrección de tensión 3 8

Calculo de la corriente del breaker

MEMORIA DE CÁLCULOS Circuitos de alumbrado: Se consideró el método del área para determinar los circuitos de alumbrado, y así lograr la iluminación adecuada en cada área específica, considerando que el C.E.N. especifica 40 vatios por metro cuadrado en lámparas incandescentes para lograr un nivel de iluminación aceptable. Además, cada circuito no debe sobrepasar los 1500 vatios. Área total = 121.918 m2

Empleando un conductor #12 TW, para una corriente nominal de 25 A (30ºC), realizando luego una corrección de la corriente por temperatura a 40ºC (40º) El calculo del numero de circuitos será: # Circuitos =

Notación en el plano y cálculos C10 C11

Vatios por circuito 2438.36 2438.36

Circuitos de tomacorrientes: Cada circuito no debe constar de más de ocho (8) puntos de tomacorrientes. La potencia de los circuitos de tomacorrientes sencillos de uso general (CSTUG) se considera de 1500 vatios, y la de tomacorrientes de circuito doble de uso general (CDTUG), 3000 vatios. De acuerdo a la lista de artefactos y en consecuencia, la ubicación de los tomacorrientes se determinaron los siguientes circuitos:

3 9

Notación en el plano

Vatios por circuito

Puntos por circuito

1500

7

C2

1500

8

C3

3000

3

y cálculos C1

Circuito 1 (C1)

Por capacidad se selecciona un conductor: #12 TW para una Iconductor = 25 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2

Por caída de tensión considerando un 3%

=1.5 KVA KVA.m= 1.5x25= 37.5 KVA.m Para un conductor #10 TW , en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =Capacidad KVA.mconductorx x Factor de corrección de tensión =216x x0.166 = 53.784 KVA.m >37.5KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 20A Circuito 2 (C2) 4 0

Por capacidad se selecciona un conductor: #12 TW para una Iconductor = 25 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2


=1.5 KVA KVA.m= 1.5x20= 30 KVA.m Para un conductor #12 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =135x x0.166 = 33.615 KVA.m >30 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 20A Circuito 3 (C3)

; 12.5 c/cond. Por capacidad se selecciona un conductor: #12 TW para una Iconductor = 25 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2 Por caída de tensión considerando un 3% = 3 KVA KVA.m= 3x6= 18 KVA.m 5

Para un conductor #12 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =135xx0.166 = 33.615 KVA.m >18 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 20A Circuitos Varios: Se toma el 100 % de la potencia total consumida en estos circuitos. Sólo están conectados dos aires acondicionados de 13000 y 15000 BTU para una potencia de 2100 y 2800 vatios respectivamente, al igual que una secadora de 5300 vatios. Circuito 4 (C4) Aire Acondicionado

. Por capacidad se selecciona un conductor: #12 TW para una Iconductor = 25 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2


= 2.8 KVA KVA.m= 2.8x13.5= 37.8 KVA.m Para un conductor #12 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =135x x0.665 = 134.66 KVA.m >37.8 KVA.m, cumple por caída de tensión 6

Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 20A Circuito 5 (C5) Aire Acondicionado



= 2.1 KVA KVA.m= 2.1x6= 12.6 KVA.m Para un conductor #12 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =135x x0.665 = 134.66 KVA.m >12.6 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor , normalizando a 15A Circuito 6 (C6) Secadora . Por capacidad se selecciona un conductor: #10 TW para una Iconductor = 30 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2

7


= 5.3 KVA KVA.m= 5.3x2= 10.6 KVA.m Para un conductor #10 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =216x x0.665 = 215.46 KVA.m >10.6 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 25A Circuitos individuales: Al existir más de cuatro circuitos individuales, se considera el 75 % de la potencia total producida por estos, sino el 100%, como factor de coincidencia. Circuito 7 (C7) Lavadora



= 0.3 KVA 8

KVA.m= 0.3x2= 0.6 KVA.m Para un conductor #12 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =135x x0.166 = 33.615 KVA.m >0.6 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 15A Circuito 8 (C8) Nevera de 16

. Por capacidad se selecciona un conductor: #12 TW para una Iconductor = 25 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2 Por caída de tensión considerando un 3%


9

, normalizando a 15A Circuito 9 (C9) Calentador




, normalizando a 20A Cálculo del alimentador del Sub−tablero (S/T): Para calcular la corriente de la acometida se adoptaron los siguientes parámetros: K = 2, V = 120 V, factor de potencia = 1. De donde,

Considerando una reserva del 10 % por bajas de tensión que pudieran aumentar la corriente se tiene: 10

Icarga = 84.82 A Por capacidad se selecciona un conductor: #1 TW para una Iconductor = 110 A (30ºC) (tabla 1), luego se corrige la corriente a una temperatura de 40ºC, ver tabla 2


= 18.506 KVA KVA.m= 18.506x13.63= 252.24 KVA.m Para un conductor #1 TW en ducto no magnético Capacidad KVA.mconductor, ver tabla 3 Factor de corrección de tensión, ver tabla 4 =1757x x1 = 878.5 KVA.m >252.24 KVA.m, cumple por caída de tensión Calculo de la IInterruptor

, normalizando a 100A El tableros está empotrado a 1.60 m del piso terminado (considerado para los circuitos embutidos en el piso), y a 0.9 m del techo (para los circuitos de techo).

LISTA DE CIRCUITOS DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

ESPECIFICACIONES DE MONTAJE La conexión del neutro se realizará en el tablero principal de la red de distribución que proporciona el servicio eléctrico. Debe colocarse un interruptor automático en el medidor, para proteger la acometida contra cortocircuitos en las líneas de servicio, y un fusible para cada línea, para evitar cortar los conductores en caso de suspensión del servicio. La acometida ira por el piso, y dicho medidor se colocará a la salida del apartamento, para facilitar su lectura por parte de los empleados de la empresa de electricidad.

11

El Sub−tablero consta de 20 polos (16 activos y 4 de reserva) y de servicio bifásico con interruptor principal para la protección de las instalaciones (alimentador y demás circuitos) y será ubicado en la sala−estar, al lado de la puerta principal de entrada, para facilitar el acceso de la acometida. Deberá ir empotrado en la pared a una altura de 1.60 m del piso acabado. Este tablero está conformado por los siguientes circuitos ramales: Las lámparas de techo están colocadas en el área central de la zona a iluminar, controladas por interruptores en la pared ubicados a 1,20 mts del piso acabado. Todos los tomacorrientes serán colocados a 0,35 mts del piso acabado, a excepción de los tomacorrientes de la cocina, lavandero y de los baño que serán ubicados a 1,20 mts del piso acabado. Todos los calibres de los conductores a usar están especificados en las tablas anteriores, a las cuales debe recurrirse para la instalación, y serán colocados dentro de tubos plásticos PVC, para evitar su deterioro, ya que serán embutidos en el piso, pared y techo. De acuerdo al código de colores, los conductores de las fases serán de color azul, rojo o negro, el neutro, de color gris o blanco, y la tierra de color verde. ESQUEMA GENERAL DEL SISTEMA ELECTRICO RESIDENCIAL M= Medidor IP= Interrupt or Principal TP= Tablero Principal ST= Sub−tabl ero

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ESQUEMA DEL TABLERO PRINCIPAL Y DEL SUBTABLERO DE LA RESIDENCIAL ANEXOS Plano de los circuitos de alumbrado. Plano de los circuitos de tomacorrientes de uso general, individuales y varios. Tabla Varias Tabla 1. Capacidad de carga de los cables de cobre TW. Tabla 2. Factores de corrección por temperatura Tabla 3. Capacidad de distribución en KVA.m para conductores monopolares de cobre aislante TW. Tabla 4. Factor de corrección para tensiones Tabla 5. Tablas de consumo de energía promedio Tabla 6. Numero máximo permisible de conductores Tabla 1. Capacidad de carga de los cables de cobre TW.

En otra página tocamos el tema de las canalizaciones, un tema que ahora trataremos de ampliar en las instalaciones eléctricas domiciliarias. Son temas similares, pero que desglosaremos por partes y al final presentaremos una instalación completa. No vamos a plantear el tutorial con palabras difíciles, esto con la finalidad que todos tengan la oportunidad de conocer a profundidad sobre las instalaciones eléctricas en sus hogares.

13

Líneas

del

servicio

eléctrico

Estas son las líneas de la empresa que nos suministra el servicio eléctrico para cubrir las necesidades en nuestras casas de habitación. Desde estas se hacen las conexiones que habrán de alimentar cada uno de los aparatos electrodoméstios e iluminación. Pero antes de llegar al interior de nuestras casas debe de pasar por el contador o medidor. El contador de consumo eléctrico Este es el aparatito que se encarga de controlar el consumo eléctrico en nuestros hogares, Según las cargas o aparatos e iluminación que tengamos conectadas, así es el número que kilovatios horas que va marcando, para luego, a fin de mes, el encargado de tomar las lecturas nos deje el recibo de pago para hacerlo efectivo en las cajas de la empresa o bien el los bancos del sistema. El interruptor automático principal Luego de pasar la energía eléctrica por el contador pasa por el interruptor o disyuntor (Flipon) automático principal, este al ser desconectado eliminará el suministro a toda la casa; con esto protegemos todo lo que pueda estar conectado dentro de las habitaciones, cocinas, baños, etc. si hubiera un cortocircuito. El amperaje para este interruptor deber&aacutE; de estar de acuerdo a las cargas establecidas en la caja de distribución general, en el ejemplo que estamos planteando puede ser de 40 o 50 amperios. También es posible que se omita este interruptor y se parta desde la caja general. Interruptores automáticos de distribución general Ahora tenemos la caja desde donde distribuimos hacia las diferentes secciones de nuestra casa el suministro de energía eléctrica. Como habrás notado, hay varios interruptores automáticos, uno de 10, 15, 25, 35 y 25 amperios, para alimentar los diferentes aparatos electrodomésticos que se utilizan. Vamos a describir la sección y aparatos a los cuales se les proporcionará la energía: 10 Amperios: Este alimentará y protegerá todo lo relacionado con iluminación. En algunas viviendas podría ser necesarios 2 o más. Usar cable calibre No. 12. 15 Amperios: Con este interruptor alimentaremos todos los tomacorrientes comunes que tengamos, se pueden agregar otros interruptores si se desea separar un poco más las cargas. Usar cable calibre No. 12 25 Amperios: Este se puede utilizar para alimentar el aire acondicionado o la calefación. 35 Amperios: La función de este es alimentar el calentador de agua, con 110 voltios, además se incluirá tierra física. En algunos casos podría utilzarse uno de menor amperaje si el calentador lo permite. El calibre de los cables deberá ser No. 10; si el vatiaje es mayor a 2000 usar cable No. 8 e interruptor automático de 40 amperios. 25 Amperios:Este proporcionará energía a la estufa (cocina) eléctrica únicamente, esta recibirá 220 voltios, se debe de agregar tierra física. Para la estufa se utilizan 2 interruptores de 25 amperios (ver figura) Código de colores Para terminar, les dejo el código de los colores estandar que se utilizan. Los conductores o cables de fase deben ser de color azul, negro o rojo, el neutro debe ser de color blanco y el conductor de tierra física o puesta a tierra para evitar descargas que pudieran ser peligrosas debe ser de color verde o verde amarillo. A continuación puedes ver un ejemplo de una instalación domiciliaria para una casa con un area de construcción entre 150 y 200 metros cuadrados aproximadamente. Para resumir: Para la iluminación y tomacorrientes de cargas bajas usar cable No. 12, el cual tiene una tolerancia de 30 amperios y para las otras secciones cable calibre No. 10 con una tolerancia de 40 amperios. Del contador hasta la caja de distribución general usar cable calibre No. 8. el cable para iluminación puede ser negro o azul, para tomacorrientes rojo o azul, el neutro será blanco en todos los casos.

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Ejemplo

de

una

instalación

domiciliaria

INTRODUCCION

En las modernas industrias es necesario obtener datos e información de cada uno de los procesos fabriles y a partir de esta información pueden tomarse las decisiones correctas en la operación de una maquina.

Por eso es muy importante conocer el procedimiento del cálculo de los conductores de motores eléctricos, así como también como calcular el tipo de protección de acuerdo al número de motores instalados. 15

En este trabajo se dará a conocer lo ya mencionado, es muy importante tener conocimiento de esto ya que si alguna vez tenemos algún problema en un motor podremos saber de alguna manera si este está fallando de acuerdo a su tipo de a su protección o por su calibre de este.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En estos tiempos en grandes empresas es muy importante el uso de motores ya que la mayoría de las maquinas tiene al menos uno de estos, por eso es muy importante conocer los diversos tipos de motores así como también el cálculo de calibre y las protecciones de estos ya que si se tiene una buena instalación habrá un buen rendimiento en las maquinas. HIPOTESIS

Este tipo de proyecto es un apoyo para conocer el rendimiento de los tipos de motores que están conectados de acuerdo a su carga. También de acuerdo a los cálculos bien hechos la instalación habrá mayor rendimiento y también habrá menos accidentes con el personal ya que el personal es la parte más importante de una empresa.

RAZONES Y JUSTIFICACIONES

Con este tipo de cálculos lo que se pretende más que nada hacer es hacer una instalación eficiente y también que haya un ahorro en el material de esta, esto es muy importante ya que al haber ahorros en una empresa, la empresa estará mejor.

16

Otra razón

de este proyecto es que pudimos aplicar los conocimientos

adquiridos en base a la materia de la materia de instalaciones eléctricas.

OBJETIVOS -

Al realizar este tipo de cálculos

se pretende la optimización de la

instalación de varios motores y por lo tanto hacer más segura su instalación para salvaguardar la vida de los trabajadores. -

Comprobar si la instalación es correcta de acuerdo a los cálculos, si hay algún error verificar si los calibres o los fusibles son correctos.

FUNDAMENTOS TEORICOS Los motores eléctricos son máquinas eléctricas rotatorias que transforman la energía eléctrica en energía mecánica. Debido a sus múltiples ventajas, entre las que cabe citar su economía, limpieza, comodidad y seguridad de funcionamiento, el motor eléctrico ha reemplazado en gran parte a otras fuentes de energía, tanto en la industria como en el transporte, las minas, el comercio, o el hogar. Los motores eléctricos satisfacen una amplia gama de necesidades de servicio, desde arrancar, acelerar, mover, o frenar, hasta sostener y detener una carga. Estos motores se fabrican en potencias que varían desde una pequeña fracción de caballo hasta varios miles, y con una amplia variedad de velocidades, que pueden ser fijas, ajustables o variables.

Un motor eléctrico contiene un número mucho más pequeño de piezas mecánicas que un motor de combustión interna o uno de una máquina de vapor, por lo que es menos propenso a los fallos. Los motores eléctricos son los más ágiles de todos en lo que respecta a variación de potencia y pueden pasar instantáneamente desde la posición de reposo a la de funcionamiento al máximo. Su tamaño es más reducido y pueden desarrollarse sistemas para manejar las ruedas desde un único motor, como en los automóviles. 17

El inconveniente es que las baterías son los únicos sistemas de almacenamiento de electricidad, y ocupan mucho espacio. Además, cuando se gastan, necesitan varias horas para recargarse antes de poder funcionar otra vez, mientras que en el caso de un motor de combustión interna basta sólo con llenar el depósito de combustible. Este problema se soluciona, en el ferrocarril, tendiendo un cable por encima de la vía, que va conectado a las plantas de generación de energía eléctrica. La locomotora obtiene la corriente del cable por medio de una pieza metálica llamada patín. Así, los sistemas de almacenamiento de electricidad no son necesarios.

- Cuando no es posible o no resulta rentable tender la línea eléctrica, para encontrar una solución al problema del almacenamiento de la energía se utilizan sistemas combinados, que consisten en el uso de un motor de combustión interna o uno de máquina de vapor conectado a un generador eléctrico. Este generador proporciona energía a los motores eléctricos situados en las ruedas. Estos sistemas, dada su facilidad de control, son ampliamente utilizados no sólo en locomotoras, sino también en barcos. El uso de los motores eléctricos se ha generalizado a todos los campos de la actividad humana desde que sustituyeran en la mayoría de sus aplicaciones a las máquinas de vapor. Existen motores eléctricos de las más variadas dimensiones, desde los pequeños motores fraccionarios empleados en pequeños instrumentos hasta potentes sistemas que generan miles de caballos de fuerza, como los de las grandes locomotoras eléctricas

En cuanto a los tipos de motores eléctricos genéricamente se distinguen motores monofásicos, que Contienen un juego simple de bobinas en el estator, y polifásicos, que mantienen dos, tres o más conjuntos de bobinas dispuestas en círculo.

Según la naturaleza de la corriente eléctrica transformada, los motores eléctricos se clasifican en motores de corriente continua, también denominada directa, motores de corriente alterna, que, a su vez, se agrupan, según su sistema de funcionamiento, en motores de inducción, motores sincrónicos y motores de colector. Tanto unos como otros disponen de todos los elementos comunes a las máquinas rotativas electromagnéticas

18

CONDUCTOR ELECTRICO

Se aplica este concepto a los cuerpos capaces de conducir o transmitir la electricidad. Un conductor eléctrico está formado primeramente por el conductor propiamente tal, usualmente de cobre. Este puede ser alambre, es decir, una sola hebra o un cable formado por varias hebras o alambres retorcidos entre sí. Los materiales más utilizados en la fabricación de conductores eléctricos son el cobre y el aluminio. Aunque ambos metales tienen una conductividad eléctrica excelente, el cobre constituye el elemento principal en la fabricación de conductores por sus notables ventajas mecánicas y eléctricas. El uso de uno y otro material como conductor, dependerá de sus características eléctricas (capacidad para transportar la electricidad), mecánicas (resistencia al desgaste, maleabilidad), del uso específico que se le quiera dar y del costo. Estas características llevan a preferir al cobre en la elaboración de conductores eléctricos. El tipo de cobre que se utiliza en la fabricación de conductores es el cobre electrolítico de alta pureza, 99,99%. Dependiendo del uso que se le vaya a dar, este tipo de cobre se presenta en los siguientes grados de dureza o temple: duro, semiduro y blando o recocido. El alma o elemento conductor Se fabrica en cobre y su objetivo es servir de camino a la energía eléctrica desde las centrales generadoras a los centros de distribución (subestaciones, redes y empalmes), para alimentar a los diferentes centros de consumo (industriales, grupos habitacionales, etc.). De la forma cómo esté constituida esta alma depende la clasificación de los conductores eléctricos. Así tenemos:

-Según su constitución Alambre: Conductor eléctrico cuya alma conductora está formada por un solo elemento o hilo conductor.

19

Se emplea en líneas aéreas, como conductor desnudo o aislado, en instalaciones eléctricas a la intemperie, en ductos o directamente sobre aisladores. Cable: Conductor eléctrico cuya alma conductora está formada por una serie de hilos conductores o alambres de baja sección, lo que le otorga una gran flexibilidad.

-Según el número de conductores Monoconductor: Conductor eléctrico con una sola alma conductora, con aislación y con o sin cubierta protectora.

Multiconductor: Conductor de dos o más almas conductoras aisladas entre sí, envueltas cada una por su respectiva capa de aislación y con una o más cubiertas protectoras comunes.

20

Cálculo de alimentadores Para determinar la sección de los conductores que alimentan a un conjunto de Cargas (Alimentadores), se procede según la siguiente situación: Alimentadores con Carga Concentrada. En los Alimentadores con carga concentrada, el centro de carga se sitúa a una determinada distancia del punto de Empalme o alimentación al sistema, tal como se presenta en el esquema:

La expresión para determinar la sección del conductor es:

21

En caso de que las cargas no se encuentren concentradas en un solo punto, sino distribuidas a lo largo de la línea, se pueden presentar dos criterios para el Dimensionamiento de la sección del conductor: . Criterio de Sección Constante. . Criterio de Sección Cónica. A continuación se presentara el diagrama unifilar de 12 Motores trifásicos de una empacadora de cítricos y también se darán los cálculos que se hicieron para conocer diferentes tipos de aspectos que se deben tomar en cuenta en dicha instalación como es el calibre de los conductores, diámetro de la tubería, calibre de los alimentadores, protección de los circuitos, etc,. A continuación se darán a conocer los datos del segundo motor y sus respectivos cálculos

DATOS DEL MOTOR 1 Tipo rotor devanado 20 HP L=9 metros Ef= 220 Volts n=0.8 fp=0.88

CALCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR Y DIAMETRO DE LA TUBERIA DE 20 HP

22

Porque es un circuito de fuerza se multiplica por 1.25

Por lo tanto se va a utilizar un calibre No. 6 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una Corriente de 70 Amp., y un s=13.30 mm2

Por lo tanto es permitido ya que < 1. Ahora con el factor de corrección

Por lo tanto se utilizara un calibre No.4 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una corriente de 90 Amp., y un s=21.15 mm2

De la tabla No.6 con un calibre de No. 4 AWG tenemos lo siguiente:

De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1 plg pared gruesa con una sección transversal de 250 mm2 al 40%

23

A continuación se darán a conocer los datos del segundo motor y sus respectivos cálculos.


CALCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR Y DIAMETRO DE LA TUBERIA DEL MOTOR DE 10 HP


24

Por lo tanto se va a utilizar un calibre No. 10 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una corriente de 40 Amp., y un s=5.26 mm2

Caída máxima permitida para alimentadores principales

Por lo tanto se utilizara un calibre No.6 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una corriente de 70 Amp., y un s=13.30 mm2 De la tabla No.6 con un calibre de No. 6 AWG tenemos lo siguiente:

De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 3/4 plg pared gruesa con una sección transversal de 158 mm2 al 40% 25

A continuación se darán a conocer los datos del tercer motor y sus respectivos cálculos.




26





De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1 plg pared gruesa con una sección transversal de 250 mm2 al 40% 27

A continuación se darán a conocer los datos del cuarto motor y sus respectivos cálculos

DATOS DEL MOTOR 4 Tipo jaula de ardilla 15 HP L=16 metros Ef= 220 Volts n=0.8 fp=0.88



28


Por lo tanto se usara un conductor calibre No.6 Vinanel 900 (85°C) cuya S=13.3mm2 y su corriente I=70 A De la tabla No.6 con un calibre de No. 6 AWG tenemos lo siguiente:

De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 3/4 plg pared gruesa con una sección transversal de 158 mm2 al 40%

A continuación se darán a conocer los datos del quinto motor y sus respectivos cálculos

DATOS DEL MOTOR 5 Tipo jaula de ardilla 13 HP L=23 metros Ef= 220 Volts n=0.8 29

fp=0.88




Por lo tanto la superficie se debe rectificar. 30

Por lo tanto se usara un conductor calibre No.6 Vinanel 900 (85°C) cuya S=13.30mm2 y su corriente I=120 A


De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 3/4 plg pared gruesa con una sección transversal de s=158mm2 al 40%.

A continuación se darán a conocer los datos del sexto motor y sus respectivos cálculos

DATOS DEL MOTOR 6 Tipo jaula de ardilla 10 HP L=30 metros Ef= 220 Volts n=0.8 fp=0.88

31




Por lo tanto la superficie se debe rectificar.

32


De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1/2 plg pared gruesa con una sección transversal de 96 mm2 al 40% A continuación se darán a conocer los datos del septimo motor y sus respectivos cálculos

DATOS DEL MOTOR 7 Tipo jaula de ardilla 15 HP L=37 metros Ef= 220 Volts n=0.88 Fp= 0.8

CALCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR Y DIAMETRO DE LA TUBERIA DEL MOTOR DE 15 HP

33


Por lo tanto se va a utilizar un calibre No. 8 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una corriente de 50 Amp., y un s=8.37 mm2



De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1 1/4 plg pared gruesa con una sección transversal de 422 mm2 al 40% 34

A continuación se darán a conocer los datos del octavo motor y sus respectivos cálculos




35



Por lo tanto se utilizara un calibre No.8 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una corriente de 50 Amp., y un s=8.37 mm2 De la tabla No.6 con un calibre de No. 8 AWG tenemos lo siguiente:

De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1/2 plg pared gruesa con una sección transversal de 96 mm2 al 40% Ahora se dará a conocer los cálculos de la protección de los circuitos derivados de cada motor, la protección del alimentador principal, capacidad de este mismo y la protección contra sobrecarga de estos dos motores. A continuación se darán a conocer los datos del segundo motor y sus respectivos cálculos 36




Por lo tanto se va a utilizar un calibre No. 6 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una Corriente de 70 Amp., y un s=13.30 mm2 37



De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1 plg pared gruesa con una sección transversal de 250 mm2 al 40%

A continuación se darán a conocer los datos del décimo motor y sus respectivos cálculos. 38




Por lo tanto se va a utilizar un calibre No. 10 AWG del tipo Vinanel 900 (85°C) con una Corriente de 40 Amp., y un s=5.26 mm2 39



De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 3/4 plg pared gruesa con una sección transversal de 158 mm2 al 40% A continuación se darán a conocer los datos del onceavo motor y sus respectivos cálculos.

DATOS DEL MOTOR 11 Tipo rotor devanado 15 HP L=23 metros Ef= 220 Volts 40

n=0.8 fp=0.88




41



De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1 1/4 plg pared gruesa con una sección transversal de 422 mm2 al 40%

a continuación se darán a conocer los datos del doceavo motor y sus respectivos cálculos.

DATOS DEL MOTOR 12 Tipo rotor devanado 7.5 HP L=16 metros Ef= 220 Volts n=0.8 fp=0.88

42

CALCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR Y DIAMETRO DE LA TUBERIA DE 7.5 HP




43


De la tabla No.4 se tiene que el diámetro de la tubería de acuerdo a los cálculos será de 1/2 plg pared gruesa con una sección transversal de 96 mm2 al 40% Ahora se dará a conocer los cálculos de la protección de los circuitos derivados de cada motor, la protección del alimentador principal, capacidad de este mismo y la protección contra sobrecarga de estos dos motores. Ahora se procederá a calcular la protección de los circuitos derivados Para el motor de 20 Hp- Rotor Devanado

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 80 Amp. Para el motor de 10 Hp- Rotor Devanado

44


Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 60 Amp. Para el motor de 15 Hp- Jaula de Ardilla

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 130 Amp Para el motor de 13 Hp- Jaula de Ardilla

45

por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 110 Amp.

Para el motor de 10 Hp- Jaula de Ardilla

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 80 Amp.

Para el motor de 15 Hp- Rotor Devanado


46






47

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 60 Amp. Para el motor de 7.5 Hp- Rotor Devanado

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 30 Amp. Calculo de la protección de los alimentares 1y 2.

Protección del alimentador 1


48

Protección del alimentador 2

Por lo tanto se utilizara un fusible Normalizado de 280 Amp. Capacidad del alimentador 1

Por lo tanto se utilizara un conductor calibre del No. 250 MCM del tipo TW con una corriente de 270 Amp

Capacidad del alimentador 2

49

Por lo tanto se utilizara un conductor calibre del No. 3/0 MCM del tipo TW con una corriente de 210 Amp Protección contra sobrecarga Para el motor de 20 HP

Para el motor de 10 HP


50





51




52


Para el motor de 7.5 HP

CALCULO DE TABLERO O ALIMENTADOR PRINCIPAL

I= 1.25(69.52)+suma de corriente de los otros motores I=1.25(69.52)+(34.76+52.14+52.14+45.18+32.25+52.14+17.39+52.14+34.76+52.14+26.07 ) I=538.11 AMP

1FUSIBLE=1.5(538.11)= 807.766

1 FUSIBLE DE 800 AMPERES NORMALIZADO

DE TABLAS SE UTILIZA UN CALIBRE 700 AWG CON UNA SECCION DE 355 MM 2 AL AIRE Y UN CALIBRE 600 PARA EL NEUTRO

53

CÁLCULOS PARA PROYECTO DE SISTEMAS DE TIERRAS Valores constantes

Conexiones soldables Tiempo de falla

A continuación se presentara una tabla en donde se muestran las corrientes y la potencia de todos lo motores. Num. de motor

Potencia

Corriente

M1

20 HP

55.6176 A

M2

10 HP

27.8088 A

M3

15 HP

41.7132 A

M4

15 HP

41.7132 A

M5

13 HP

36.15 A

M6

10 HP

27.80 A

M7

15 HP

41.7132 A

M8

5 HP

13.904 A

M9

15 HP

41.7132 A

M10

10 HP

27.8088 A

M11

15 HP

41.7132 A

M12

7.5 HP

20.8566 A

Total

418.5078 A

54

A) Determinar la I G  5 *  Ipc  IcccCFE I G  (5)(418.5078)  4700 A I G  6792.539 A B) Determinación del calibre mínimo del conductor para evitar Fusión.

A  IG * K * t A  (6792.539 A)(6.96) 0.5 A  33429.2308CM Por lo tanto de acuerdo a la tabla 1 se seleccionara conductores calibre No. 4, pero se utilizara 2/0 AWG por recomendación. No.deVarillas 

IG 6792.539 A   13.5850  14Varillas 500 500

L R   La   Lb   Le L R  (30  4)  (40  4)  (14  3) L R  322m Area  l  a Area  (30)(40) Area  1200m 2

Longitud aproximada del conductor de la malla

55

FORMULA L

Km * Ki *  S1 * I G * t 165  0.25 S 2

Ki  1.47 FORMULA 1 D2 1 3 5 ln  ln *   0.9754 2 16hd   4 6  h  0.5 D  10m Km 

 1m  d  10.64mm   0.01064m  1000m  Km 

L

1 10 2 1 3 5 ln  ln *   0.9754 2 16(0.5)(0.01064)   4 6 

(0.9754)(1.47)(10.2)(6792.539) 0.5 165  0.25(1500)

L  130.08395m Por lo tanto si L< LR Por lo tanto 130.08395 m < 322 m D) Calculo de resistencia real del sistema de Tierra

 A r      1200  r      r  19.54m R

 S1



 S1

4r L 10.2 10.2 R  4(19.54) (322) R  0.1621 Por lo tanto si R < 5 Ω

56

0.1621Ω < 5 Ω E) Calculo del máximo aumento de potencial en la red en caso de falla. E  IG R E  (6792.539 A)(0.1621) E  1101.604153V F) Calculo de Potencia de paso en el lado adyacente de la red.

Es  Ks * Ki *  S 2 *

IG LR

11 1 1 1       2h D  h 2 D 3D  1 1 1 1 1  Ks        2(0.5) (10  0.5) 2(10) 3(10)  Ks 

Ks  0.375148  6792.539  Es  (0.375148)(1.47)(10.2)   322  Es  118.65V

Si Es < E´ 118.65 < 1648.9730

57

CONCLUSION

Se llego a la conclusión que este tipo de planos y cálculos que se hicieron es de gran ayuda para darse cuenta y tener una idea más clara acerca de que tipo de conductor se debe de utilizar de acuerdo a su capacidad de corriente y su diámetro.

Así como también para conocer el tipo de protección se utilizar de acuerdo a la corriente. Pero sobre todo se pudo tener una idea más clara acerca de cómo se hace este tipo de cálculos y su diagrama unifilar de dichos motores.

Una instalación eléctrica segura y confiable es aquélla en la que sus componentes garantizan que se reduzca al mínimo la probabilidad de ocurrencia de accidentes que pongan en riesgo la vida y la salud de los usuarios, así como la posibilidad de fallas en los equipos eléctricos. Por ello, en las instalaciones donde los componentes usados son de mala calidad (producto no certificado de acuerdo a normas) o donde los usuarios no han tomado con seriedad el rol preventivo que les compete, están expuestas a accidentes de origen eléctrico en forma permanente.

El correcto dimensionamiento de las secciones y la adecuada selección de los tipos de conductores eléctricos a usar previene accidentes eléctricos como por ejemplo incendios y electrocuciones.

Reporte de práctica: Selecciones la(s) opciones a solicitar

Introducción. Marco Teórico. Desarrollo de la Práctica. Resultados. Conclusiones y recomendaciones.

58

Bibliografía. Anexos.

Cálculo y tablas de conductores para instalaciones eléctricas 

Con frecuencia las instalaciones eléctricas presentan problemas originados por la mala calidad de la energía.

Dichos problemas son:



Variaciones de voltaje.



Variaciones de frecuencia.



Señal de tensión con altos contenidos de impurezas.



etc.

Estos efectos producen un funcionamiento irregular en los equipos eléctricos y generan pérdidas de energía debido al calentamiento de los mismos y de sus conductores de alimentación.

De acuerdo a la norma ANSI/IEEE C57.110-1986, se recomienda que los equipos de potencia que alimenten cargas no lineales (computadoras, variadores de frecuencia, arrancadores de edo. Sólido, etc.), operen a no más de un 80% de su potencia nominal.

En términos prácticos: las instalaciones deberán calcularse para una potencia del orden del 120% de la potencia de trabajo en régimen efectivo.

La observación de este criterio de dimensionamiento es de una importancia decisiva en la operación eficiente y segura de los sistemas.

Daños que generados por el mal dimensionamiento y uso inadecuado de los

59

conductores en una instalación eléctrica



Cortes de suministro.



Riesgos de incendios.



Pérdidas de energía.

Capacidad de transporte de los conductores

La corriente eléctrica origina calentamiento en los conductores (efecto Joule: I 2 x R). El exceso de temperatura genera dos efectos negativos en los aislantes: . Disminución de la resistencia de aislación. . Disminución de la resistencia mecánica. El servicio operativo de la energía eléctrica y su seguridad dependen directamente de la calidad e integridad del aislamiento de los conductores. Los aislamientos deben ser calculados en relación a la carga de energía eléctrica que transporten los conductores y al diámetro de los mismos.

Caídas de tensión

líneas

Sobrecalentamiento de

Fallas de aislamiento a

60

tierra

Cortocircuito

Capacidad de transporte de los conductores

La corriente eléctrica origina calentamiento en los conductores (efecto Joule: I2 x R). El exceso de temperatura genera dos efectos negativos en los aislantes: . Disminución de la resistencia de aislación. . Disminución de la resistencia mecánica. El servicio operativo de la energía eléctrica y su seguridad dependen directamente de la calidad e integridad de los aislamientos de los conductores. Las aislamientos deben ser calculados de acuerdo al amperaje-voltaje que circularán y Al diámetro de los mismos.

A continuación se presentan las tablas que establecen los limites de corrientes admisibles para conductores de sección milimétricas y AWC, bajo las siguientes condiciones:

61

Temperatura ambiente : 30°C N° máx. de conductores por ducto : 3 Factores de corrección a la capacidad de transporte. La capacidad de transporte de los conductores está restringida por su capacidad de disipar la temperatura del medio que los rodea. Para ello, los aislantes no deben sobrepasar la temperatura de servicio de los conductores. Para el caso específico de las tablas de conductores consignadas anteriormente, la temperatura ambiente y el número de conductores por ducto son un factor relevante en la capacidad de disipación de la temperatura por parte de los conductores; a ese efecto se presentan los siguientes factores de corrección de la capacidad de transporte, según sea el número de conductores por ducto superior a 3 y la temperatura ambiente superior a 300C. Finalmente la capacidad de transporte de los conductores está definida por la siguiente expresión:

En donde: 

I : Corriente admisible corregida (A)



fN: Factor de corrección por N0 de conductores.



fT: Factor de corrección por temperatura.



It : Corriente admisible por sección de conductor según tablas (A).

TABLA DE INTENSIDAD DE CORRIENTE ADMISIBLE PARA CONDUCTORES DE COBRE (Secciones AWG) AISLADOS TEMPERATURA DE SERVICIO: 60°

75°

90°C

62

SECCION

SERVICIO

Nominal 75°C

SECCION

DESNUDO

AWG 90°C

GRUPO A

GRUPO B

TEMPERATURA DE SERVICIO

60°C

75°C

90°C

TEMPERATURA DE

60°C

(mm)2

63

0,32

22

3

3

0,51

20

5

5

25

20

20

30

0,82

18

7.5

7.5

30

25

25

40

1,31

16

10

10

40

40

40

55

2,08

14

15

15

50

55

65

70

3,31

12

20

20

70

80

95

100

5,26

10

30

30

90

105

125

135

8,36

8

40

45

105

120

145

155

13,30

6

55

65

120

140

170

180

21,15

4

70

85

140

165

195

210

26,67

3

80

100

155

195

230

245

33,62

2

95

115

185

225

265

285

42,41

1

110

130

210

260

310

330

53,49

1/0

125

150

235

300

360

385

67,42

2/0

145

175

270

340

405

425

85,01

3/0

165

200

300

375

445

480

107,2

4/0

195

230

325

420

505

530

127

250 MCM

215

255

360

455

545

575

240

285

405

515

620

660

260

310

455

475

690

740

280

355

630

755

320

380

655

785

355

420

680

815

385

460

730

870

400

475

780

925

410

490

890

1065

456

700 MCM

435

520

980

1175

506,7

750

455

545

1070

1280

152,0 177,3 202,7 253,4 304 354,7 380 405,4

300 MCM 350 MCM 400 MCM 500 MCM 600 MCM

90 130 150 200 230 270 310 360 420 490 540 610 670 730

500

585

840

845

1000

64

MCM 633,4 760,1 886,7 1013

800 MCM 900 MCM 1000 MCM

495

590

520

625

545

650

560

665

1155

1385

1250 MCM 1500 MCM 1750 MCM 2000 MCM

Grupo A: hasta 3 conductores en tubo o en cable o directamente enterrados. Grupo B: Conductor simple al aire libre.

65

INTENSIDAD DE CORRIENTE ADMISIBLE PARA CONDUCTORES AISLADOS (Secciones Milimétricas) TEMPERATURA DE SERVICIO: 70ºC/TEMPERATURA AMBIENTE: 30ºC SECCION NOMINAL GRUPO3 (mm)2 0.75

GRUPO1

GRUPO2

-

12

15

1

11

15

19

1.5

15

19

23

2.5

20

25

32

4

25

34

42

6

33

44

54

10

45

61

73

16

61

82

98

25

83

108

129

35

103

134

158

50

132

167

197

70

164

207

244

95

197

249

291

120

235

291

343

150

-

327

382

185

-

374

436

240

-

442

516

300

-

510

595

400

-

-

708

5001

-

-

809

GRUPO 1: Monoconductores tendidos al interior de ductos.

66

GRUPO 2: Multiconductores con cubierta común, que van al interior de tubos metálicos, cables planos, cables portátiles o móviles, etc.

GRUPO 3: Monoductores tendidos sobre aisladores.

Factores de corrección por cantidad de conductores «f N»

Cantidad de Conductores 4a6

Factor 0,8

7 a 24

0,7

25 a 42

0,6

Sobre 42

0,5

Factores de corrección por temperatura ambiente Secciones Milimétricas «fT» Temperatura Ambiente ºC

Factor

Más de 30 hasta 35

0,94

Más de 35 hasta 40

0,87

Más de 40 hasta 45

0,80

Más de 45 hasta 50

0,71

Más de 50 hasta 55

0,62

Factores de corrección por temperatura Secciones AWG «fT»

67

Temperatura Ambiente ºC

Temperatura de Servicio 60ºC

Más de 30 hasta 40

75ºC

0,82

0,88

Más de 40 hasta 45

0,71

0,82

Más de 45 hasta 50

0,58

0,75

Más de 50 hasta 55

0,41

0,67

Más de 55 hasta 60

-

0,58

Mas de 60 hasta 70

-

0,35

Dimensionamiento por caídas de tensión Al circular una corriente eléctrica a través de los conductores de una instalación; se produce en ellos una caída de tensión que se calcula mediante la ecuación:

·

Vc : Caida de tensión en el conductor (V)

·

I : Corriente de Carga (A)

·

Rc : Resistencia de los Conductores ()

La resistencia de un conductor eléctrico se puede obtener de la siguiente expresión:

·

ρ : Resistividad específica del conductor (Ohm mm / m) 2

(pCu=0018(Ohm-mm /m)) 2

·

l : Longitud del conductor ( m)

·

A : Sección de conductor ( mm ) 2

68

La expresión para determinar la sección del conductor en funcion del Vp queda finalmente del siguiente modo:

La exigencia con respecto al Vc, establece que la Pérdida de Tensión en la Línea no debe exceder a un 3% la «Tensión Nominal de Fase»; siempre y cuando la pérdida de voltaje en el punto más desfavorable de la instalación no exceda a un 5 % de la tensión nominal

Cálculo de alimentaciones Para determinar la sección de los conductores que alimentan a un conjunto de Cargas (ramales), se procede según la siguiente situación:

Alimentaciones con Carga Concentrada. En los Ramales con carga concentrada, el centro de carga se sitúa a una determinada distancia del punto de Empalme o alimentación al sistema, tal como se presenta en el esquema:

La expresión para determinar la sección del conductor es:

Instalaciones Monofásicos

69

Instalaciones trifásicas

70

MALLAS DE TIERRA

www.procobre.cl

Adaptación y traducción de la publicación N° 119 de la Copper Development Association, Inglaterra “Earthing Practice”, efectuada por el Ingeniero Civil Electricista, Nelson Morales Osorio, Profesor Asistente del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Asesor del Programa de Investigaciones en Energía (PRIEN), Universidad de Chile, Santiago de Chile.

Registro de Propiedad Intelectual Inscripción N° 127.374 ISBN: 956-7776-13-X Primera Edición 1999 Santo Domingo 550, Piso 2 Santiago de Chile Fonos: 632 2520 - Fax: 638 1200

PN

INDICE

1. NORMAS Y MARCO LEGAL.....................................................................................................................2 2. METODOS DE PUESTA A TIERRA ....................................................................................................3 2.1 Puesta a tierra de sistemas de bajo voltaje. .....................................................................................3 2.1.1 Opciones para conexión a tierra en bajo voltaje. .................................................................................... 3 2.1.2 Conexión equipotencial. ........................................................................................................................... 6 2.1.3 Sistema de protección para remover condición de falla. ........................................................................ 6 3. MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO...............................................................................7 3.1 Configuración de electrodos para medida. .......................................................................................7 3.2 Sondeo Eléctrico Vertical. ..............................................................................................................8 3.3 Interpretación de las curvas de resistividad aparente .......................................................................8 3.3.1 Método de los quiebres de curvas de resistividad. ................................................................................... 8 3.3.2 Método de Curvas Patrón.......................................................................................................................... 8 3.4 Resistividad equivalente del terreno................................................................................................9 4. CONDUCTORES DE TIERRA. ..............................................................................................................10 4.1 Conductor de protección de circuito. ............................................................................................10 4.1.1 Conductores de conexión........................................................................................................................ 10 4.2 Electrodos de tierra. .......................................................................................................................11 4.2.1 Barras ...................................................................................................................................................... 11 4.2.2 Placas....................................................................................................................................................... 12 4.2.3 Electrodos horizontales. ......................................................................................................................... 12 4.2.4 Mallas de tierra ........................................................................................................................................ 13 4.2.5 Electrodo activo ....................................................................................................................................... 15 4.3 Dimensionamiento de los conductores .........................................................................................16 4.3.1 Conductores de servicio y de protección................................................................................................. 16 4.3.2 Valor mínimo de la sección de los electrodos de tierra. ........................................................................ 17 5. METODOS DE INSTALACION. .............................................................................................................18 5.1 Barras. ...........................................................................................................................................18 5.2 Planchas. .......................................................................................................................................19 5.3 Electrodos horizontales. .................................................................................................................19 5.4 Conexiones.....................................................................................................................................19 5.4.1 Conexiones mecánicas............................................................................................................................ 19 5.4.2 Conexiones bronceadas .......................................................................................................................... 19 5.4.3 Uniones exotérmicas............................................................................................................................... 19 5.4.4 Conexiones soldadas en forma autógena............................................................................................... 20 5.4.5 Capacidad de transporte de corriente de falla. ...................................................................................... 20 5.5 Relleno...........................................................................................................................................20 5.5.1 Bentonita ................................................................................................................................................. 20 5.5.2 Yeso .......................................................................................................................................................... 21 5.5.3 Aporte de sales “gel”................................................................................................................................ 21 6. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA..................................................................21 7. MEDICION DE LA IMPEDANCIA DE ELECTRODOS DE TIERRA. ......................................................23 8. COMPORTAMIENTO DE ELECTRODOS DE TIERRA ..........................................................................25 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6

1

Efecto de incremento de la profundidad de enterramiento de una barra vertical en suelo uniforme. ..25 Efecto de un incremento de longitud de un conductor horizontal....................................................26 Efecto de incremento de la longitud del lado de una malla de tierra cuadrada ...................................27 Efecto de aumento del radio de un electrodo de sección circular. .....................................................27 Efecto de profundidad de enterramiento..........................................................................................27 Efecto de proximidad de electrodos. ................................................................................................27

MALLAS DE TIERRA 1. NORMAS Y MARCO LEGAL

Las normas proporcionan los límites de diseño que se deben satisfacer y explican cómo los sistemas de puesta a tierra se pueden diseñar para ajustarse a ellos. Incluyen formulaciones para realizar los cálculos necesarios o una guía detallada sobre aspectos prácticos. Los sistemas de puesta a tierra deben ser diseñados para asegurar que, durante una falla a tierra, los potenciales tanto en el terreno como en los conductores conectados al electrodo de tierra o en los conductores expuestos en la vecindad, están bajo los límites apropiados. En nuestro país, dentro de las normas técnicas eléctricas vigentes, aquellas que se refieren específicamente al tema son :

• NSEG 5 E.n. 71

Instalaciones eléctricas de corrientes fuertes. Capítulo III, Protecciones de las instalaciones.

• NSEG 20 E.p. 79

Electricidad, Subestaciones transformadoras interiores. Punto 10 Puesta a tierra.

• NCh Eléc. 4/84

Electricidad. Instalaciones interiores en baja tensión. Punto 10 Puesta a tierra.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles fiscaliza el cumplimiento de las disposiciones contenidas en la reglamentación citada. A nivel internacional, es muy conocido y empleado, el grupo de estándares del Institute of Electrical and Electronical Engineering (IEEE) : ANSI / IEEE Standard 80-1986 IEEE Guide for safety in ac substation grounding. ANSI C114.1-1973 / IEEE Standard 142-1972 IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. ANSI/IEEE Std. 81: 1983, Guide for measuring Earth Resistivity, Ground Impedance and Earth Surface Potentials of a Ground System.

2

2. METODOS DE PUESTA A TIERRA

La función del sistema de puesta a tierra es doble: • proporcionar un camino definido de regreso a la fuente de energía y con impedancia suficientemente baja, vía los conductores de tierra, de tal modo que ante el evento de una falla a tierra de un conductor activo, fluya por una ruta predeterminada una corriente suficiente, que permita operar al dispositivo de protección del circuito. • limitar a un valor seguro la elevación de potencial en todas las estructuras metálicas a las cuales tienen normalmente acceso personas y animales, bajo condiciones normales y anormales del circuito. Los voltajes de seguridad, Vs, establecidos por el reglamento chileno son : 65 Volts en ambiente seco o de bajo riesgo eléctrico 24 Volts en ambiente húmedo o de alto riesgo eléctrico Considerando como In la corriente nominal del dispositivo automático protector del circuito, el valor de resistencia de puesta a tierra requerido para controlar que en todas las estructuras metálicas no se superen estos voltajes de seguridad, es : Rpt =

Vs 2,5 In

[Ohms]

Por ejemplo, en un recinto seco, donde la instalación eléctrica está protegida por un automático de 10 A, la resistencia de puesta a tierra de dicha instalación debe ser 2,6 Ohms. Este es un valor relativamente difícil de conseguir con electrodos simples. Existen tres formas para enfrentar el problema, que pueden complementarse entre sí : • aumentar artificialmente los voltajes tolerables, (mediante una operación más rápida del dispositivo protector, o aplicando elementos de seguridad adicionales, por ejemplo un piso más resistivo), • utilizar mallas de tierra o electrodos especiales, que permitan alcanzar un valor menor de resistencia de puesta a tierra, • mejorar localmente la resistividad del terreno, con el mismo propósito anterior.

2.1 Puesta a tierra de sistemas de bajo voltaje El principio subyacente es tomar primero todas las precauciones razonables para evitar un contacto directo con las partes eléctricas vivas y, en segundo lugar, proporcionar medidas de protección contra contactos indirectos. Esto último implica puesta a tierra, conexión equipotencial efectiva y un sistema de protección que remueva la condición de falla. 2.1.1 Opciones para conexión a tierra en bajo voltaje. Los métodos para efectuar una conexión a tierra en bajo voltaje reciben definiciones estándar. Cada uno se identifica por un código que contiene las siguientes letras : T : tierra, conexión directa a tierra. N : neutro C : combinada S : separada

3

2.1.1.1 Sistema tipo TN-S. En este tipo, el neutro de la fuente tiene un único punto de conexión a tierra en el transformador de alimentación. P1

P2

CABLE DE ALIMENTACION CON NEUTRO Y TIERRA SEPARADOS (4 CONDUCTORES) S.N.E P

P3

N CABLE DE SERVICIO CON NEUTRO Y TIERRA SEPARADOS

N E E

P

N

TERMINAL DE TIERRA DEL CLIENTE

TIERRA DE LA DISTRIBUIDORA

TERMINACION DE SERVICIO DEL CLIENTE

Figura 1 Sistema TN-S típico. Fuente puesta a tierra en único punto Los cables de alimentación tienen neutro separado del conductor de tierra de protección. Generalmente el conductor de neutro es un cuarto conductor y el conductor de tierra es la vaina o cubierta protectora (conductor PE). 2.1.1.2 Sistema tipo TN-C-S. En este tipo, el neutro de la alimentación se pone a tierra en varios puntos. El cable de alimentación tiene una pantalla metálica externa que combina neutro y tierra, con una cubierta de PVC (se denominan cables CNE).

P1 P2

CABLE DE ALIMENTACION CON NEUTRO Y TIERRA COMUN (3 CONDUCTORES) C.N.E P

P3 NE

TIERRA DE LA DISTRIBUIDORA


E

N

CABLE DE SERVICIO CON NEUTRO Y TIERRA COMUN P CONEXION DE NEUTRO A TIERRA DE DISTRIBUIDORA AL EXTREMO DEL ALIMENTADOR

Figura 2 Alimentación Tn-C-S típica (tierra protectora múltiple) Neutro puesto a tierra por el proveedor en varias ubicaciones. Envoltura provista con un terminal de tierra conectado a neutro de servicio

La alimentación en el interior de la instalación del cliente debiera ser TN-S, es decir, el neutro y la tierra separados, conectados sólo en la posición de servicio. Este sistema no es reglamentario en nuestro país: no está autorizado. 2.1.1.3 Sistema tipo PNB. Este es una variación del sistema TN-C-S en que el cliente dispone de un terminal de tierra conectado al neutro de la alimentación pero el neutro se conecta a tierra en un único punto, normalmente cerca del punto de alimentación al cliente. Se reserva el uso de este arreglo cuando el cliente tiene un transformador particular.

4

TERMINACION DE SERVICIO AL CLIENTE

P1 CABLE CON NEUTRO Y TIERRA COMUN (3 CONDUCTORES) C.N.E.

P2

P1 P2 P3

P3

N

N E

CONEXION DE NEUTRO CON TIERRA EN UN UNICO PUNTO. TIERRA DE LA DISTRIBUIDORA


Figura 3 Sistema PNB típico. Cliente tiene transformador propio 2.1.1.4 Sistema tipo TT. Este en un sistema donde la alimentación se pone a tierra en un único punto, pero la instalación del cliente, la pantalla del cable y las partes metálicas expuestas están conectadas a tierra vía un electrodo separado, que es independiente del electrodo de alimentación. P1

CABLE DE ALIMENTACION CON NEUTRO Y TIERRA SEPARADOS (4 CONDUCTORES) S.N.E

P2

EMPALME DE SERVICIO P

P3

N

N

SIN CONEXION ENTRE LA TIERRA DE LA RED Y LA TIERRA DEL CLIENTE

E

E

TERMINAL DEL CLIENTE

N

P

Figura 4 Sistema TT típico. La alimentación se pone a tierra en un punto. Cliente proporciona tierra propia que es independiente de la tierra de la alimentación 2.1.1.5 Sistema tipo IT. Este es un sistema que no tiene conexión directa entre partes vivas y tierra pero con las partes conductivas expuestas de la instalación conectadas a tierra.

P

N

TRANSFORMADOR CON DOBLE AISLACION E

N

P

ELECTRODO DE TIERRA DEL CLIENTE

Figura 5 Sistema IT típico. Fuente aislada de tierra o conectada a tierra a través de alta impedancia. Todas las partes conductivas expuestas de la instalación se conectan a una tierra independiente.

5

2.1.2 Conexión equipotencial. Consiste en establecer una conexión conductiva directa entre la tierra de protección y todos los elementos conductores expuestos que pudieran quedar energizados bajo una condición de falla.

Figura 6

5

A B C N

5 1

2

1 2

G

G 6

3

4

6

3

Conexión equipotencial 1,2,3,4: carcasas o estructuras metálicas 5: conductores de conexión equipotencial 6: malla de tierra La conexión conjunta de todas las estructuras metálicas normalmente expuestas, y la conexión de éstas al terminal de tierra, previene la posibilidad de una diferencia de potencial peligrosa que surja entre conductores adyacentes ya sea bajo condiciones normales o anormales.

2.1.3 Sistema de protección para remover condición de falla. Se puede usar un detector de fuga a tierra y un interruptor. El dispositivo que incluye ambas funciones se conoce como dispositivo de corriente residual o interruptor diferencial. Esto último porque la unidad opera detectando el residuo, o diferencia, entre la corriente que sale y la que entra a la fuente de alimentación. Cuando la corriente residual excede un valor predeterminado, el contacto abre. La unidad puede ser diseñada para ser ultrasensible con muy alta velocidad de operación para uso en situaciones especiales, por ejemplo, hospitales. Para aplicaciones domiciliarias se emplea unidades con 10 mA — 30 mA de nivel máximo de diferencia.

P

LLEGADA DE LA ALIMENTACION

N BOBINA DE ACCIONAMIENTO

BOBINA SENSORA

BOTON DE PRUEBA

BOBINAS BALANCEADAS

RESISTOR BARRA DE TIERRA DEL CLIENTE O TERMINAL DE TIERRA DE DISTRIBUIDORA

CARGA

P

N

E

Figura 7 Detector de corriente residual Los detectores de corriente residual se usan extensivamente en conjunto con protección convencional, tales como fusibles o interruptores de sobre-corriente.

6

3. MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO

La resistividad del terreno es de importancia decisiva en el diseño de una puesta a tierra y la única forma de conocerla con exactitud es mediante medidas directas de campo. Se considera al terreno formado por capas o estratos homogéneos, de resistividad uniforme y espesor fijo.

p1

h1 h2

p2 h3

p3 pn

hn

∞

Figura 8 Terreno multiestratificado

3.1. Configuración de electrodos para medida Una configuración básica de medida es la configuración de Schlumberger.

I V P1

C1

C2

P2

ns

s L

ns L

Figura 9 Configuración de Schlumberger Los cuatro electrodos, tipo barra corta, se ubican en línea recta, cada par (potencial y corriente) simétricamente ubicados con respecto al centro de medición elegido. Los electrodos se ubican a distancias relativamente grandes comparadas con la profundidad de enterramiento, de modo de suponerse a éstos como

7

fuentes puntuales de corriente. Esta configuración conduce a la determinación de una «resistividad aparente», ρa , que se define como aquélla correspondiente a un terreno homogéneo en el cual, para la disposición dada de electrodos e igual magnitud de corriente inyectada al medio, se produce una misma elevación de potencial medida en el terreno no homogéneo. Siendo «s» la separación entre electrodos de potencial y «L» la distancia del centro de medición a cada electrodo de corriente, la resistividad aparente medida resulta : El comportamiento de ρa con la separación de los electrodos proporciona una guía para la determinación de las características de resistividad del terreno. 2 ρa = π V [( L/s) — 0,25]s [Ohm • metro] I

3.2. Sondeo Eléctrico Vertical El centro y el eje de medición se mantienen fijos mientras se aumenta la separación entre electrodos de corriente. Se grafica una curva de resistividad aparente en función de la separación de los electrodos. Su finalidad es la determinación del número de capas del subsuelo, espesor y resistividad eléctrica de las mismas. 3.3. Interpretación de las curvas de resistividad aparente 3.3.1. Método de los quiebres de curvas de resistividad. En general, las curvas de resistividad aparente se aproximan en forma asintótica a los valores de resistividad de la primera y última capa. El número de capas o estratos a que puede asimilarse el terreno se determina por el número de puntos de inflexión que posee la curva de resistividad aparente, aumentado en uno. 3.3.2. Método de Curvas Patrón. La curva de sondeo eléctrico con una configuración electródica determinada, para un modelo geoeléctrico definido, es una función analítica conocida y existen numerosas curvas teóricas de resistividad llamadas «Curvas Patrón», que contemplan combinaciones de capas de diferentes resistividades y espesores. El problema inverso, dada una curva de sondeo eléctrico vertical obtenida mediante medidas de campo, deducir y conocer la estructura geoeléctrica que la ha producido, no tiene solución única. En la práctica, suponiendo que a cada curva de campo le corresponde una única estructura, se compara la curva de campo con las curvas de resistividad aparente patrón. Si se obtiene un calce perfecto entre la curva de terreno y una curva patrón, se supone que la estructura del terreno es idéntica a la teórica. Las curvas se construyen en papel bilogarítmico y están normalizadas, con el objeto de independizarse de las unidades y magnitudes de la medición, interesando sólo la forma de ella. De estas curvas patrón las de mayor uso son las de Orellana y Mooney. También es posible representar computacionalmente estas curvas y efectuar el ajuste por pantalla, ingresando la curva de terreno, o bien proceder a un ajuste automático de los datos de terreno por algún método de adaptación de curvas.

8

RESISTIVIDAD (OHM METRO)

1000

100

10

1 1

10 SEPARACION (METROS)

Medición

100

Modelo

Figura 10 Calce de curva de resistividad aparente por sondeo vertical con Curva Patrón 3.4. Resistividad equivalente del terreno Los procedimientos simplificados de análisis y diseño de puestas a tierra, están basados en la suposición de terreno homogéneo. Para su aplicación, se debe reducir el modelo de terreno estratificado general, a un modelo práctico de terreno homogéneo equivalente, caracterizado por un sólo parámetro, la resistividad equivalente ρe. El método de uso tradicional, propuesto por Burgsdorf-Yakobs, para reducir las n capas desde la superficie de un modelo de terreno estratificado, a un terreno homogéneo equivalente caracterizado por una única resistividad, emplea los siguientes parámetros y expresiones: ρi hi S b

: : : :

resistividad del estrato «i», supuesto uniforme, en Ohm- metro profundidad desde la superficie al término del estrato «i», en metros área que cubre el perímetro del electrodo de tierra, en metros cuadrados máxima profundidad de conductor enterrado, medida desde la superficie, en metros; incluye la profundidad de enterramiento de la malla y de las barras verticales si es el caso.

S r = 冪苶 π

r o2 = r 2

—

b2

q o2 = 2r (r + b) u i 2 = qo2 + ro2 + h i2

Para i = 1,2,...,n :

(

冪苶苶苶

vi 2 = 0,5 u 2 — u 4 —4q 2 r 2 i i o o

)

冪苶苶

Fi = 1 — vi 2/ ro 2 Finalmente :

↑

ρ (1 eq

n) =

1 n

Σ (Fi

i=1

9

_

Fi - 1 ) / ρi

[Ohm • metro], con Fo = 0

La programación de las ecuaciones anteriores es fácil y directa y constituye un método rápido para evaluar el modelo equivalente con calculadoras manuales. Debe observarse que la resistividad equivalente de un terreno determinado es dependiente de las dimensiones y ubicación del electrodo y se modifica si cambia su área o profundidad. En un terreno de 3 capas con las siguientes características: Capa

Resistividad

Espesor (metros)

(Ohm-metro) 1

85,0

2,0

2

500,0

5,0

3

2.000,0

infinito

Una barra de 1,5 metros enterrada desde la superficie, tiene una resistividad equivalente de 85,34 Ohm-metro; en cambio, en el mismo terreno, una malla de 10x10 m2 tiene una resistividad equivalente de 234,9 Ohm-metro.

4. CONDUCTORES DE TIERRA Hay dos tipos principales de conductores de tierra •

los conductores de protección (o de conexión) y

•

los electrodos de tierra

4.1. Conductor de protección de circuito Es un conductor separado instalado con cada circuito y está presente para asegurar que parte o toda la corriente de falla regrese a la fuente a través de él. Puede ser un conductor individual, la cubierta metálica exterior de un cable o la estructura de un ducto metálico. 4.1.1. Conductores de conexión. Estos conductores aseguran que las partes conductivas expuestas (tales como carcasas metálicas) permanezcan aproximadamente al mismo potencial durante condiciones de falla eléctrica. Las dos formas de conductores de conexión son: • Conductores de conexión equipotencial principales, que conectan entre sí y a tierra, partes conductivas expuestas que normalmente no llevan corriente, pero podrían hacerlo bajo una condición de falla • Conductores de conexión suplementarios, para asegurar que el equipo eléctrico y otros ítems de material conductivo en zonas específicas estén conectados entre sí y permanecen sustancialmente al mismo potencial. Es esencial, para ambos tipos de conductores, que el calibre escogido de conductor sea capaz de llevar el valor total de la corriente de falla estimada, por la duración estimada, sin perjuicio para el conductor o para sus uniones.

10

4.2. Electrodos de tierra El electrodo de tierra es el componente del sistema de puesta a tierra que está en contacto directo con el terreno y así proporciona un medio para botar o recoger cualquier tipo de corrientes de fuga a tierra. Los electrodos de tierra deben tener propiedades mecánicas y eléctricas apropiadas para responder satisfactoriamente a las solicitaciones que los afectan, durante un período de tiempo relativamente largo. El material debe tener buena conductividad eléctrica y no corroerse dentro de un amplio rango de condiciones de suelo. El material preferido generalmente es el cobre. El electrodo puede tomar diversas formas : barras verticales, conductores horizontales, placas, combinación de conductores horizontales y barras verticales (mallas de tierra ). 4.2.1. Barras Esta es la forma más común de electrodos, cuando no se requiere controlar los potenciales de superficie. Su costo de instalación es relativamente barato y pueden usarse para alcanzar en profundidad, capas de terreno de baja resistividad.

Figura 11 Barra de tierra La barra es de cobre puro o de acero recubierto de cobre. El tipo recubierto se usa cuando la barra se entierra por medios mecánicos (impacto) ya que el acero empleado tiene alta resistencia mecánica. La capa de cobre debe ser de alta pureza y aplicada electrolíticamente para que no se deslice al enterrar la barra. Las barras están disponibles en diámetros de 15 mm a 20 mm (cobre sólido) y 9,5 a 20 mm (acero recubierto de cobre) y longitudes de 1,2 a 3 metros. La resistencia de una barra vertical de radio a [m] y longitud l [m] enterrada desde la superficie en un terreno de resistividad equivalente ρe , es :

()

ρe R= 2πl Ln 4l —1 [Ohms] a

[

]

Por ejemplo, una barra tipo Copperweld de 1,5 metros de longitud, 8 milímetros de radio, en un terreno de resistividad equivalente 100 Ohm-metro, tiene una resistencia de puesta a tierra de: R= 59,63 Ohms

11

4.2.2. Placas Los electrodos de placa son de cobre o de acero galvanizado. Las planchas de acero galvanizado tienen un mínimo de 3 mm de espesor y son cuadradas de 915 ó 1220 mm por lado. Las planchas de cobre son típicamente cuadradas de 600 mm ó 900 mm de lado y entre 1,6 mm y 3 mm de espesor.

Figura 12 Placas de tierra

Una expresión simplificada para determinar su resistencia de puesta a tierra es:

R=

0,8 ρ e

[Ohms]

L siendo L [ m ] la profundidad máxima y ρe [ Ohm-m ] la resistividad equivalente del terreno.

4.2.3. Electrodos horizontales. Están hechos de cintas de cobre de alta conductividad o conductores retorcidos (cables). La cinta es el material más conveniente pues para una sección dada de material presenta una mayor superficie y se considera que tiene un comportamiento mejor a alta frecuencia. Puede ser más difícil de conectar (por ejemplo a barras verticales), de modo que puede significar un costo de instalación levemente mayor.

12

Figura 13 Electrodo horizontal

La resistencia de un conductor cilíndrico horizontal de radio a[m] y longitud l[m] enterrado a un profundidad de h[m], con h < l , es :

[

[( )

ρ 2 h h2 h4 R = 2 πe l Ln 2 l - 2 + 2 - 2 + 4 ....... [Ohms] l ah l 2l En un terreno de 100 Ohm-m de resistividad equivalente, un conductor de 10 metros de longitud y 16 milímetros de diámetro, enterrado a 0,6 metros, tiene una resistencia de :

R = 13,93 Ohms

4.2.4. Mallas de tierra Es un reticulado formado por la unión de conductores horizontales, normalmente según direcciones perpendiculares y uniformemente espaciados, incluyendo eventualmente conductores verticales ( barras ). Se utiliza especialmente cuando el objetivo principal de la puesta a tierra es mantener un control de potenciales en la superficie del terreno, con un bajo valor de resistencia.

Figura 14 Malla de tierra

Para efectuar un cálculo aproximado de su resistencia de puesta a tierra, se utiliza la expresión de Laurent :

R=

ρ ρe + e [Ohms] L 4 冪苶 S/π

con : ρe : resistividad equivalente del terreno [ Ohm-m ] S : superficie que cubre la malla [ m2 ] L : longitud total de conductor de la malla [ m ] En un terreno de 100 [ Ohm-m ] de resistividad equivalente, una malla de 10x10 m2, con cuatro retículos (3 conductores en cada dirección, igualmente espaciados) y enterrada a 0,8 metros de profundidad, tiene una resistencia aproximada de : R = 6,1 Ohms

13

4.2.4.1 Voltajes presentes en mallas de tierra Consideremos una malla formada por n conductores dispuestos en cada dirección, con separación uniforme D entre ellos, enterrada a una profundidad fija de h metros, siendo L la longitud total de conductor enterrado. En el momento en que la malla difunde una corriente de I Amperes al terreno, una persona puede quedar expuesta a los siguientes voltajes de riesgo :

a) Voltaje de paso o voltaje pie-pie Corresponde a la diferencia de potencial entre dos puntos ubicados sobre la superficie del suelo, separados una distancia de un metro :

Vp = Ks Ki ρe I [Volts] L donde :

Ki = 0,65 + 0,172 n Ks = 1 π

[

1 1 1 1 +.......+ + + 1 + (n—1)D+h 2h D+h 2D+h 3D+h

[

b) Voltaje de contacto o mano-pie máximo, o voltaje de retículo El voltaje de contacto o mano-pie corresponde a la diferencia existente entre el potencial de un punto sobre la superficie del terreno, y el potencial que adquiere un conductor metálico unido a la malla. Para su estimación, se utiliza la expresión correspondiente al máximo posible, o voltaje de retículo :

Vm = Km Ki ρe

I L

[Volts]

donde

[ ( ) (

K m = 1 1 Ln 2 π

2

D 16hd

+Ln

)]

3 5 (2n — 3) • .......... • • (2n — 2) 4 4

Estos voltajes presentes en la superficie del terreno, sobre una malla de tierra que difunde una corriente de falla, no deben superar en ningún caso, los voltajes tolerables por el cuerpo humano. La Guía Nº 80 de IEEE define la máxima diferencia de potencial a que puede ser sometido el cuerpo humano, en base a los posibles puntos de contacto, mediante las expresiones : a) Máximo voltaje de paso tolerable:

Vp = 116 + 0,696 c ρ s [Volts] t 冪苶

b) Máximo voltaje de contacto tolerable:

Vc = 116 + 0,174 c ρ s [Volts] 冪苶 t

en donde : ρs [Ω-mt] : resistividad de la capa superficial t [seg] : tiempo global de exposición c : factor de corrección debido a la presencia de la capa superficial resistiva. En la práctica se estima c=1 Los límites de diseño se han establecido como voltajes y, para llegar a los límites apropiados, es necesario considerar la impedancia a través del cuerpo humano, la resistencia de contacto de la mano, la resistencia del

14

calzado y la resistividad del material superficial bajo el calzado. Suponiendo : 100 Ohm-metro la resistividad del suelo 1000 Ohm para la impedancia del ser humano 4000 Ohm de impedancia para el calzado 300 Ohms resistencia de contacto de la mano se tienen los límites mostrados en la figura 15

10000

con gravilla Voltaje de Contacto Permitido (V)

sin gravilla 1000

100

10

1 0,1

1

10

Tiempo de Despeje de Falla (segundos)

Figura 15 Potenciales de contacto permitidos

4.2.5 Electrodo activo. Consiste de un tubo de cobre llenado parcialmente con sales o sustancias conductivas, con perforaciones en los extremos superior (para ventilación) e inferior (para drenaje) y sellados ambos extremos con tapas.

Figura 16 Electrodo activo o raíz electrolítica

15

La humedad existente en el aire ingresa por las perforaciones de ventilación, entra en contacto con la sal o sustancia conductiva formando una solución electrolítica que escurre hacia la parte inferior del tubo y fluye a través de las perforaciones de drenaje hacia el suelo circundante, mediante osmosis. De este modo, el electrolito forma “raíces” en el terreno que lo rodea, las cuales ayudan a mantener su impedancia en un nivel bajo. Es una alternativa atractiva cuando no se dispone de mucho terreno y se desea obtener bajo valor de impedancia, ( se estima del orden o inferior a 10 Ohms) pero tiene el inconveniente que requiere mantenimiento. 4.3. Dimensionamiento de los conductores 4.3.1. Conductores de servicio y de protección La dimensión de los conductores de los sistemas de servicio, debe calcularse conforme al valor de la corriente de servicio que circule por ellos. La sección mínima puede determinarse por la fórmula de Onderdonk :

I = 1973,55 • S con :

(

)

Tm — Ta 1 log10 234 + Ta +1 [Amperes] 33 t 冪苶

I

: corriente, en Amperes

S

: sección transversal, en mm2

t

: tiempo, en segundos, durante el cual se aplica la corriente I

Tm : máxima temperatura permisible, en °C Ta : temperatura ambiente, en °C Normalmente sin embargo, razones mecánicas determinan una dimensión mayor. La Norma chilena para instalaciones de baja tensión recomienda los siguientes valores mínimos, según la dimensión del conductor activo:

Tabla 1 Sección mínima de conductor de tierra de servicio, según norma chilena Sección nominal conductor activo (mm2) hasta 6 entre 10 y 25 entre 35 y 70 entre 95 y120 entre 50 y 240 entre 300 y 400

Sección nominal conductor de tierra de servicio (mm2) 4 10 16 35 50 70

Los conductores del sistema de protección se calculan según el siguiente cuadro, en el cual se han reunido recomendaciones de la Norma chilena y otras:

16

Tabla 2 Sección mínima de conductores de protección, según norma chilena Según IP (Amperes)

Según Sc (mm2)

Sección nominal conductor de tierra de protección (mm2)

– – 25 35 50 – 60 – 80 a 125 – 160 225 260 – –

1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 hasta 185 240 hasta 300 400 ó más 350 sobre 350

1.5 1.5 2.5 4 6 6 10 10 16 16 25 35 50 70 95

Notas: Ip : corriente de funcionamiento de los dispositivos de protección, Amperes. Sc : sección nominal de los conductores activos, mm2.

Para colector de tierra se recomienda emplear conductor o barra de cobre de 50 a 120 mm2 de sección, según la corriente de derivación, aplicando el cuadro anterior. 4.3.2. Valor mínimo de la sección de los electrodos de tierra. Dada la rigidez mecánica necesaria y la capacidad de descarga de corriente que ha de considerarse, se recomienda por lo general los siguientes valores mínimos, para la sección de los electrodos de tierra: a) Electrodos en zanjas: - Electrodos de acero galvanizado: i) Hilos de 20 mm2 ii) Cintas de 125 mm2 y de 5 mm de grosor - Electrodos de acero recubiertos de cobre: i) Hilos de 50 mm2. - Electrodos de cobre: i) Hilos de 16 mm2 ii) Cintas de 75 mm2 con un grosor de 3 mm. b) Electrodos de barra enterrados verticalmente: Según la norma chilena, no deben tener una longitud inferior a 2 m y con una separación mínima de 2 m entre dos cualquiera de ellos, si constituyen un electrodo común. - Electrodos de acero galvanizado: i) Varillas de 10 mm de diámetro ii) Tubos de 20 mm de dimensión comercial iii) Barras de acero en I. de 50 x 50 x 5 mm iv) Barras de acero en U. de 30 x 33 x 5 mm v) Barras de acero en T de 50 x 50 x 6 mm vi) Barras de acero en cruz de 50 x 1 mm

17

- Electrodos de acero recubiertos de cobre: i) Varillas de acero de 10 mm de diámetro recubiertas de una capa de cobre de 0.35 mm. - Electrodos de cobre: i) Tubos de 30 x 3 mm c) Electrodos de placa: - Placas de acero galvanizado, de 5 mm de grosor - Placas de cobre, de 2 mm de grosor ( 1mm mínimo según Norma chilena) d) Electrodos para subestaciones transformadoras: El reglamento chileno establece los siguientes valores mínimos de densidad de corriente, dependiendo del tiempo de despeje de falla y del tipo de unión o conexión del cable:

Tabla 3 Densidad de corriente admisible para cable de electrodo de tierra según norma chilena Tiempo de fallas segundos

Cable solo [A/mm2]

Unión soldada [A/mm2]

Unión apernada [A/mm2]

0,5 1,0 40,0 30,0

333,3 250,0 133,3 47,62

250,0 182,0 95,24 38,46

200,0 154,0 80,0 30,30

5. METODOS DE INSTALACION Cuando se instalan electrodos de tierra, se deben satisfacer tres condiciones: • El trabajo debe realizarse eficientemente para minimizar costos de instalación. • El terreno o material de relleno usado no debe tener un índice de acidez pH que cause corrosión al electrodo. • Todas las uniones o conexiones bajo tierra deben ser construidas de modo que no se presente corrosión en la unión o conexión. El método de instalación, relleno y conexiones dependerá del tipo de sistema de electrodos que se usará y de las condiciones del terreno.

5.1. Barras Generalmente la instalación de electrodos del tipo barras es la más conveniente y económica. Los métodos de instalación incluyen accionamiento manual, accionamiento mecánico y perforación. Barras cortas (típicamente hasta 3 metros de largo) se instalan a menudo empleando un martillo pesado (combo) operado manualmente. Las barras están acondicionadas con una cabeza endurecida y una punta de acero para asegurar que la barra misma no se dañe durante el proceso. Para barras más largas se emplea un martillo neumático. Cuando se requiere barras más profundas o en condiciones de suelo difícil donde hay roca subyacente, la forma más efectiva es taladrar una perforación estrecha en la cual se instala el electrodo de barra con material de relleno adecuado. De este modo incluso puede instalarse electrodos de cobre sólido relativamente delgados.

18

5.2. Planchas Las planchas requieren mayor excavación manual o mecánica y, por lo tanto, el costo de instalación puede ser muy alto. Se instalan normalmente en un plano vertical, desde aproximadamente 0,5 metros bajo la superficie. Debido al elevado costo de instalación, hoy día rara vez se justifica usar planchas, y las existentes, cuando se detecta deterioro, son reemplazadas normalmente por una agrupación de barras.

5.3. Electrodos horizontales Pueden ser instalados en surcos directamente en el terreno o más frecuentemente en zanjas de hasta un metro de profundidad. Lo habitual es entre 60 - 80 centímetros y más si es necesario pasar bajo nivel de cultivo o de escarcha, en zonas heladas. Una buena oportunidad de instalación es tender el conductor durante las excavaciones para obras civiles, previniendo daño o robo del conductor, una vez tendido.

5.4. Conexiones Las conexiones entre los diferentes componentes deben ser mecánicamente robustas, tener buena resistencia a la corrosión y baja resistividad eléctrica. Es prudente evitar uniones y conexiones innecesarias. Debe considerarse la duración y el valor de corriente de falla que se espera que soporte el sistema de tierra. Los métodos de unión empleados incluyen métodos mecánicos, soldadura en fuerte (bronceado), soldadura exotérmica y soldadura por fusión autógena. 5.4.1. Conexiones mecánicas Las de uso más frecuente son la conexión apernada ( en el caso de cintas o barras de sección rectangular ) y la conexión por compresión (abrazadera). Es esencial una conexión eléctrica de baja resistencia. En las conexiones apernadas, debe tenerse cuidando con el tamaño de las perforaciones taladradas para acomodar el perno, para no perjudicar la capacidad de transporte de corriente de la cinta o barra. El diámetro de esta perforación no debe ser superior a un tercio del ancho de la cinta o barra. Cuando se apernan metales diferentes (por ejemplo cintas de cobre y aluminio), las superficies deben ser minuciosamente limpiadas y protegidas por un inhibidor de óxido. Una vez hecha la conexión, el exterior debe ser recubierto por pintura bituminosa u otro medio para proteger contra el ingreso de humedad. Cuando se une cobre y aluminio, el cobre primero debe ser estañado. Estas conexiones no pueden ser enterradas. Para unir distintos tipos de conductores, por ejemplo barras de tierra a cinta o cable, se dispone de abrazaderas apropiadas. El método de unión por remache no es aceptable, pues los remaches se sueltan y rompen por vibración, oxidación, etc. 5.4.2. Conexiones bronceadas La conexión bronceada se aplica ampliamente al cobre y a aleaciones de cobre. Es esencial disponer las superficies planas limpias pues los materiales de bronceado no fluyen como la soldadura. Es esencial además una buena fuente de calor, particularmente para conectores grandes. La técnica emplea alta temperatura y bronce como material de relleno, que es el que más se ajusta al cobre. 5.4.3. Uniones exotérmicas Estas uniones se realizan mediante un molde de grafito que se diseña para ajustar el tipo específico de unión y el tamaño de los conductores. Usando una pistola con pedernal se enciende una mezcla de polvos de aluminio y de óxido de cobre y la reacción que se crea forma una unión de cobre virtualmente puro entorno a los conductores. La reacción de alta temperatura se produce en el interior del molde de grafito.

19

Los metales que pueden conectarse son acero inoxidable, bronce, cobre, acero con recubierta de cobre, acero galvanizado y riel de acero. 5.4.4. Conexiones soldadas en forma autógena. Cuando necesitan unirse componentes de cobre de gran tamaño, se usa soldadura autógena en ambiente gaseoso. El arco eléctrico proporciona el calor, mientras que el área entorno al electrodo y la soldadura es envuelta por un gas tal como argón, helio o nitrógeno. Este último se usa ampliamente como el “gas inerte” cuando se suelda cobre. El aluminio puede soldarse vía arco de gas inerte de tungsteno o arco de gas inerte de metal. También en este caso (aluminio) se usa algunas veces la soldadura en frío a presión. 5.4.5. Capacidad de transporte de corriente de falla. El tipo de unión puede influir en el tamaño del conductor usado debido a las diferentes temperaturas máximas permisibles para las distintas uniones. La tabla siguiente indica la máxima temperatura permisible para diferentes tipos de uniones y el tamaño del conductor requerido según el tipo de unión, para una corriente de falla de 25 kA y una duración de 1 segundo.

Tabla 4 Temperatura máxima permisible para diferentes tipos de uniones Uniones

Apernada

Bronceada

Soldada

Temp. Máxima Calibre conductor

250ºC 152 mm2

450ºC 117 mm2

700ºC 101 mm2

5.5. Relleno Derramando una mezcla de sustancias químicas y de tierra arneada en el volumen alrededor del electrodo, se obtendrá una reducción inmediata y significativa en su resistencia de puesta a tierra. Sin embargo, si los elementos químicos usados se eligen debido a que son solubles, continuarán diluyéndose progresivamente por agua de lluvia u otra causa y la resistividad del suelo entonces aumentará, hasta eventualmente retornar a su valor original. Se necesita un mantenimiento regular para reaprovisionamiento de los elementos químicos diluidos. Además del costo de mantenimiento, debe considerarse el impacto en el ambiente local de las sustancias químicas incorporadas, lo que puede entrar en conflicto con la legislación de protección al ambiente. Esta razón descarta un grupo de materiales que antiguamente se empleaban como relleno. En particular, materiales que no debieran ser usados como relleno son: arena, polvo de coque, ceniza, y otros materiales ácidos y/o corrosivos. El material de relleno debe ser no-corrosivo, de un tamaño de partícula relativamente pequeño y, si fuera posible, que ayude a retener la humedad. Si el material previamente excavado es apropiado como relleno, debiera ser arneado previamente y asegurar luego una buena compactación. El suelo debiera tener un índice de pH entre 6,0 (ácido) y 10,0 (alcalino). La arcilla dura no es un material de relleno conveniente ya que si es fuertemente compactada, puede llegar a ser casi impermeable al agua y podría permanecer seca. En algunas circunstancias, se requiere emplear materiales de relleno especiales, debido a la deficiente conductividad eléctrica del terreno. En estos casos, se agregan deliberadamente algunos aditivos con la intención de reducir la resistividad del suelo en la vecindad del electrodo y de ese modo reducir su impedancia de puesta a tierra. El grado de mejoramiento depende principalmente del valor de resistividad original del terreno, de su estructura y del tamaño del sistema de electrodos. Materiales especiales de relleno para producir este efecto, son : 5.5.1. Bentonita Es una arcilla de color pardo, de formación natural, levemente alcalina, con un pH de 10,5. Puede absorber casi cinco veces su peso de agua, reteniéndola y de este modo expandirse hasta treinta veces su volumen seco. Su

20

nombre químico es montmorillonita sódica. En terreno, puede absorber humedad del suelo circundante y ésta es la principal razón para usarla, ya que esta propiedad ayuda a estabilizar la impedancia del electrodo a lo largo del año. Tiene baja resistividad ( aproximadamente 5 Ohm - metro ) y no es corrosiva. Se usa más a menudo como material de relleno al enterrar barras profundas. Se compacta fácilmente y se adhiere fuertemente. BARRA

3m

RELLENO DE BENTONITA

30 cm.

Figura 17 Tratamiento de terreno con material de baja resistividad 5.5.2. Yeso Ocasionalmente, el sulfato de calcio (yeso) se usa como material de relleno, ya sea solo o mezclado con Bentonita o con el suelo natural del área. Tiene baja solubilidad, y baja resistividad (aproximadamente 5-10 Ohm-metro en una solución saturada). Es virtualmente neutro, con un valor de pH entre 6,2 y 6,9. Se presenta en forma natural y se asegura que no causa corrosión con el cobre, aunque algunas veces el pequeño contenido de SO3 ha causado preocupación por su impacto en estructuras de concreto y fundaciones (cimientos). El efecto beneficioso en el valor de la resistencia a tierra del electrodo es menor que en el caso de bentonita. 5.5.3. Aporte de sales “gel”. Dos o más sales en solución acuosa, acompañadas de catalizadores en la proporción adecuada, reaccionan entre sí formando un precipitado en forma de “gel” estable, con una elevada conductividad eléctrica (resistividad de aproximadamente 1 Ohm-metro), resistente al ambiente ácido del terreno, con buenas cualidades higroscópicas e insoluble al agua. Esta última cualidad le confiere al tratamiento con esos materiales sintéticos su permanencia en el tiempo. Con estos gel se consigue reducciones en la resistencia de puesta a tierra de electrodos que van del 25% al 80% del valor original sin tratamiento.

6. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

El método aceptado para verificar la condición de un electrodo de tierra es mediante prueba o ensayo desde superficie. Sin embargo, la prueba de impedancia del sistema de tierra no necesariamente detectará, por ejemplo, corrosión en algunas componentes del electrodo o en las uniones y no es suficiente para indicar que el sistema de puesta a tierra está en buenas condiciones. La frecuencia del mantenimiento y la práctica recomendada en cualquiera instalación depende del tipo y tamaño de la instalación, su función y su nivel de voltaje. Por ejemplo, se recomienda que las instalaciones domésticas se prueben cada cinco años y las instalaciones industriales cada tres. Los locales con acceso de público requieren inspección más frecuente y dentro de los que requieren una inspección anual están las estaciones bencineras, teatros, cines y lavanderías.

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Todos los tipos de instalaciones deben ser objeto de dos tipos de mantenimiento: • Inspección a intervalos frecuentes de aquellas componentes que son accesibles o que pueden fácilmente hacerse accesibles. • Examen, incluyendo una inspección rigurosa y, posiblemente prueba. La inspección del sistema de tierra en una instalación normalmente ocurre asociada con la visita para otra labor de mantenimiento. Consiste de una inspección visual sólo de aquellas partes del sistema que pueden verse directamente, particularmente observando evidencia de desgaste, corrosión, vandalismo o robo. El procedimiento en diferentes instalaciones es el siguiente:

• Instalaciones domésticas y comerciales. La inspección normalmente toma lugar asociada con otro trabajo en el local, por ejemplo, mejoramiento del servicio, extensiones, etc. El contratista eléctrico debe inspeccionar a conciencia y recomendar cambios donde observe que una instalación no satisface las normas correspondientes. En particular, debe asegurar que la conexión entre los terminales de tierra del proveedor y del cliente es de dimensión suficiente para cumplir la reglamentación.

• Subestaciones de distribución industriales o de la compañía eléctrica. Requieren inspección regular, típicamente una vez al año, con inspección visual de todo el arreglo visible de conductores del sistema de tierra. Si la red de bajo voltaje es aérea, el sistema de tierra de la red se revisa como parte de las normas regulares de revisión de línea.

• Subestaciones principales de compañías eléctricas. Son monitoreadas continuamente por control remoto e inspeccionadas frecuentemente - típicamente 6 a 8 veces al año. Obviamente algunos casos de deficiencias en el sistema de tierra, tales como el robo de conductores de cobre expuestos, no pueden detectarse por el monitoreo continuo y deberían ser descubiertos durante una de estas visitas. El examen de un sistema de tierra normalmente es parte del examen del sistema eléctrico en su conjunto. Consiste de una muy rigurosa y detallada inspección del sistema de tierra global. En particular, el examinador revisará si el sistema satisface las normas de puesta a tierra vigentes. Además, el sistema debe probarse como se indica, de acuerdo al tipo de instalación :

Instalaciones domésticas y comerciales. El examen de estas instalaciones por parte de un contratista eléctrico se hace normalmente a solicitud del cliente. Se recomienda que este examen se realice con frecuencia no inferior a una vez cada 5 años. Como parte del examen se requieren dos tipos de pruebas independientes : · prueba de impedancia del circuito de tierra. Se dispone de instrumentos de prueba comerciales para este propósito. · prueba de funcionamiento de todos los interruptores de corriente residual existentes en la instalación. Esta prueba debe ser independiente del botón de ensayo incorporado en el interruptor.

• Fábricas. Debe mantenerse un registro detallado de cada examen. El examinador debe revisar que el sistema de tierra existente cumpla con la reglamentación vigente. Además se requieren las siguientes pruebas para el sistema de tierra : · Una prueba de impedancia del circuito de prueba. · Una prueba de funcionamiento de todos los interruptores de corriente residual. · Una prueba de conexión de todas las partes metálicas ajenas al sistemas eléctrico, es decir, tableros metálicos, gabinetes de control, distribuidores automáticos, etc. Esta prueba se realiza usando un Ohmetro para medida de baja resistencia (micro-Ohmetro), entre el terminal de tierra del cliente y todas las partes metálicas respectivas.

22

· Medida de resistencia del electrodo de tierra, si la instalación tiene su propio electrodo de tierra independiente; y comparar con su valor de diseño. Esto puede significar aislar el electrodo de tierra y puede por lo tanto requerir que se desconecte la energía durante el período de prueba.

• Instalaciones con protección contra descarga de rayo. Se recomienda que el examen se realice confrontando con una norma relativa al tema. Incluye una inspección muy rigurosa, para asegurar que la instalación cumple con la reglamentación vigente, y la prueba de resistencia a tierra del electrodo. Esto significa previamente aislar el electrodo de los conductores de bajada del sistema de protección contra rayos. Existen instrumentos de medida de impedancia del tipo tenaza que no requieren desconectar el electrodo . El valor medido de resistencia a tierra del electrodo debe compararse con el valor de diseño, o aquél obtenido durante la prueba anterior.

• Subestaciones de distribución industriales o de la compañía eléctrica. El examen se realiza menos frecuentemente - típicamente una vez cada 5 ó 6 años. Se recomienda una inspección muy rigurosa, removiendo cubiertas, etc., donde sea apropiado. Particularmente se requiere que el examinador revise que estén de acuerdo a norma las conexiones de todas las partes metálicas normalmente accesibles, estanques de transformadores, de interruptores, puertas de acero, rejas de acero, etc. Las siguientes pruebas se realizan típicamente, con el equipo normalmente en servicio (debe usarse un procedimiento especial para resguardarse de posibles voltajes excesivos que ocurran durante la prueba): · · · · ·

Prueba de conexión entre el electrodo de tierra y partes metálicas normalmente accesibles. Recorrido del electrodo enterrado y examen de éste en algunos sitios para asegurar que no ha sufrido corrosión. Se mide la resistencia del electrodo del lado de alta tensión y se compara con valores previos o de diseño. Se revisa el valor del índice de acidez pH del suelo. Una prueba de grado de separación, para asegurarse que el electrodo de alta tensión y el electrodo de baja tensión están eléctricamente separados. Esta prueba no se requiere si las condiciones de diseño permiten conectar ambos sistemas de electrodos.

7. MEDICION DE LA IMPEDANCIA DE ELECTRODOS DE TIERRA La medida del valor óhmico de un electrodo enterrado se realiza por dos razones: • Confrontar su valor, posteriormente a la instalación y previo a la conexión del equipo, contra las especificaciones de diseño.

• Como parte del mantenimiento de rutina, para confirmar que su valor no ha aumentado sustancialmente respecto del valor medido originalmente o de su valor de diseño. El método más común para medir el valor de resistencia a tierra de electrodos de pequeño o mediano tamaño, se conoce como el método de “caída de potencial”. En este caso es normalmente suficiente un medidor portátil de resistencia a tierra, también usado para medida de resistividad de terreno, con dos terminales de potencial, P1 y P2 y dos terminales de corriente, C1 y C2.

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DISPOSICION DE LA MEDICION

GRAFICO DE LA MEDICION R (Ohm)

Ω V

RTP

Diag.

L (m) 5 x Diag.

1. (m)

Figura 18 Medida de resistencia de puesta a tierra

Para sistemas de electrodos de gran área, se requiere normalmente un equipo más sofisticado. Para la medida de resistencia de puesta a tierra, de preferencia la instalación debe estar desenergizada y el electrodo de tierra desconectado del sistema eléctrico. Si no fuese así, mientras se desarrolla la prueba podría ocurrir una falla a tierra que involucre a la instalación y a su electrodo de tierra y tanto el potencial del electrodo como el potencial del terreno entorno del electrodo se elevarán, provocando una diferencia de potencial posiblemente peligrosa para las personas que participan en la prueba. De no ser posible la desenergización total de la instalación y la desconexión completa del electrodo de tierra, debe seguirse un procedimiento de seguridad rigurosamente organizado, que contemple los siguientes aspectos: • Una persona a cargo del trabajo. • Comunicación entre todos quienes participan en la prueba, vía radio o teléfono portátil. • Uso de guantes de goma y calzado adecuado. • Uso de doble interruptor con aislación apropiada, a través del cual se conectan los cables al instrumento. • Uso de una placa metálica para asegurar una equipotencial en la posición de trabajo. La placa debiera ser lo suficientemente grande para incluir al instrumento, al interruptor y al operador durante la prueba. Debiera tener un terminal instalado, de modo que la placa pueda conectarse al electrodo. • Suspensión de la prueba durante una tormenta eléctrica u otras condiciones severas de tiempo. Las causas de error más común son : - colocar la estaca de corriente demasiado cerca del electrodo bajo prueba. - colocar la estaca de voltaje demasiado cerca del electrodo de prueba (la teoría indica que en terreno uniforme, basta una lectura colocando la estaca de voltaje a una distancia del electrodo en prueba igual al 61,8 % de la distancia entre éste y el electrodo de corriente) - no considerar metales enterrados que se ubican paralelos a la dirección de prueba, - usar cable con la aislación dañada.

24

8. COMPORTAMIENTO DE ELECTRODOS DE TIERRA El diseñador de un sistema de puesta a tierra se enfrenta normalmente con dos tareas : • lograr un valor requerido de impedancia • asegurar que los voltajes de paso y contacto son satisfactorios. Los factores que influencian la impedancia son : • Las dimensiones físicas y atributos del sistema de electrodos de tierra. • Las condiciones del suelo (composición, contenido de agua, etc.). El sistema de electrodos metálicos presenta una impedancia al flujo de corriente que consiste de tres partes principales. Estas son la resistividad del material del electrodo, la resistividad de contacto entre el electrodo y el terreno y finalmente una resistividad dependiente de las características del terreno mismo. Esta última normalmente es la más significativa.

8.1. Efecto de incremento de la profundidad de enterramiento de una barra vertical en suelo uniforme La Figura 19 muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando la longitud de la barra enterrada. Se observa que el mejoramiento por unidad de longitud disminuye a medida que la barra aumenta.

RESISTENCIA VS. LONGITUD DE BARRA 300 Resistividad del Suelo

250

Resistencia (Ohms)

10 Ohm 100 Ohm

200

1000 Ohm

150

Barra Vertical Profundidad de cabeza de barra: 0.6 m. Radio: 0.00735 m.

100

50

0 0

5

10

15

20

25

30

Longitud de Barra de Tierra (m)

Figura 19 Resistencia vs Longitud de barra El decrecimiento en resistencia obtenido con una barra larga puede ser considerable en condiciones de suelo no uniforme. En la figura siguiente, las capas superiores son de resistividad relativamente alta hasta una profundidad de seis metros. La resistencia de la barra es alta hasta que su longitud supera estas capas, debido a la alta resistividad del suelo que la rodea.

25

RESISTENCIA VS. LONGITUD DE BARRA EN SUELO ESTRATIFICADO 140 Tipo de Suelo

Resistencia (Ohms)

120

50 Ohm • m Suelo de 3 capas

100

Estructura de suelo de 3 capas

80

Capa superior: 2 m. de 200 Ohm • m. Capa intermedia: 4 m. de 1000 Ohm • m.

60

Capa inferior: 50 Ohm • m. Profundidad de cabeza de barra: 0.6 m.

40 20 0 0

5

10

15

20

25

30

Longitud de barra (m)

Figura 20 Resistencia vs Longitud de barra en suelo estratificado Las barras verticales otorgan un grado de estabilidad a la impedancia del sistema de puesta a tierra: la impedancia será menos influenciada por variaciones estacionales en el contenido de humedad y temperatura del suelo.

8.2. Efecto de un incremento de longitud de un conductor horizontal La figura 21 muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando la longitud de un electrodo de tierra tendido horizontalmente a una profundidad de 0,6 metros.

RESISTENCIA VS. LONGITUD DEL CONDUCTOR HORIZONTAL 200 180 Resistividad de Suelo

Resistencia (Ohms)

160

10 Ohm • m

140

100 Ohm • m

120

1000 Ohm • m

100 80

Conductor Horizontal Profundidad de Enterramiento: 0.6 m

60

Radio = 0.014 m

40 20 0 0

20

40

60

80

100

120

Longitud de Conductor (m)

Figura 21 Resistencia vs longitud de conductor horizontal.

26

140

160

Una cinta tendida horizontalmente se considera generalmente una buena opción, particularmente cuando es posible encaminarla en diferentes direcciones. Para aplicaciones en alta frecuencia, incrementar de esta manera el número de caminos disponibles reduce significativamente la impedancia de onda.

8.3. Efecto de incremento de la longitud del lado de una malla de tierra cuadrada La Figura muestra el beneficio que puede obtenerse en suelos de diferente resistividad incrementando el área abarcada por un electrodo cuadrado. A pesar de que el mejoramiento por unidad de área disminuye, la reducción en resistencia resulta aún significativa. En realidad ésta es frecuentemente la forma más efectiva para reducir la resistividad de un electrodo de tierra.

RESISTENCIA VS. LONGITUD DEL LADO DE MALLA CUADRADA

Resistencia (Ohms)

200 180

100 Ohm • m

160

1000 Ohm • m

140

Malla enterrada a 0.6 m de profundidad

120

Radio = 0.00735 m

100 80 60 40 20 0 0

5

10

15

20

25

30

Longitud de lado (m)

Figura 22 Resistividad vs Longitud de lado de un cuadrado

8.4. Efecto de aumento del radio de un electrodo de sección circular Normalmente se gana poco en reducción de resistencia de puesta a tierra, aumentando el radio de electrodos por sobre lo necesario de acuerdo a los requisitos mecánicos y por corrosión .

8.5. Efecto de profundidad de enterramiento Este efecto proporciona sólo una reducción marginal en la impedancia, pero a un costo relativamente alto, de modo que normalmente no se considera. Debe recordarse sin embargo, que mientras mayor sea la profundidad de enterramiento, menores son los gradientes de voltaje en la superficie del suelo.

8.6. Efecto de proximidad de electrodos Si dos electrodos de tierra se instalan juntos, entonces sus zonas de influencia se traslapan y no se logra el máximo beneficio posible. En realidad, si dos barras o electrodos horizontales están muy próximos, la impedancia a tierra combinada de ambos puede ser virtualmente la misma que de uno solo, lo cual significa que el segundo es redundante. El espaciamiento, la ubicación y las características del terreno son los factores dominantes en ésto.

27

E = Voltage / I = Amps /W = Watts / PF = Power Factor / Eff = Efficiency / HP = Horsepower AC/DC Formulas Direct Current AC / 1phase AC / 1phase AC 3 phase 115v or 120v 208,230, or 240v All Voltages Amps when HP x 746 HP x 746 HP x 746 HP x 746 Horsepower is Known E x Eff E x Eff X PF E x Eff x PF 1.73 x E x Eff x PF Amps when kW x 1000 kW x 1000 kW x 1000 kW x 1000 Kilowatts is known E E x PF E x PF 1.73 x E x PF Amps when kVA x 1000 kVA x 1000 kVA x 1000 kVA is known E E 1.73 x E Kilowatts IxE I x E x PF I x E x PF I x E x 1.73 PF 1000 1000 1000 1000 Kilovolt-Amps IxE IxE I x E x 1.73 1000 1000 1000 Horsepower I x E x Eff I x E x Eff x PF I x E x Eff x PF I x E x Eff x 1.73 x PF (output) 746 746 746 746 To Find

Three Phase Values For 208 volts x 1.732, use 360 For 230 volts x 1.732, use 398 For 240 volts x 1.732, use 416 For 440 volts x 1.732, use 762 For 460 volts x 1.732, use 797 For 480 Volts x 1.732, use 831 E = Voltage / I = Amps /W = Watts / PF = Power Factor / Eff = Efficiency / HP = Horsepower AC Efficiency and Power Factor Formulas To Find Efficiency Power Factor

Single Phase

Three Phase

746 x HP E x I x PF

746 x HP E x I x PF x 1.732

Input Watts VxA

Input Watts E x I x 1.732

Power - DC Circuits Watts = E xI Amps = W / E

Ohm's Law / Power Formulas

Tablas y Fórmulas de Electricidad_3BF363 Página 1 de 11

P = watts I = amps R = ohms E = Volts

Voltage Drop Formulas 2 x K x I x L K = ohms per mil foot VD = CM Single Phase (Copper = 12.9 at 75°) (2 or 3 wire) 2K x L x I CM= VD (Alum = 21.2 at 75°) 1.73 x K x I x L VD= Note: K value changes with CM temperature. See Code chapter 9, Table 8 Three Phase CM=

1.73 x K x L x I L = Length of conductor in feet VD I = Current in conductor (amperes) CM = Circular mil area of conductor

Calculating Motor Speed: A squirrel cage induction motor is a constant speed device. It cannot operate for any length of time at speeds below those shown on the nameplate without danger of burning out. To Calculate the speed of a induction motor, apply this formula: Srpm = 120 x F P Srpm = synchronous revolutions per minute. 120 = constant F = supply frequency (in cycles/sec) P = number of motor winding poles Example: What is the synchronous of a motor having 4 poles connected to a 60 hz power supply? Srpm = 120 x F P Srpm = 120 x 60 4 Tablas y Fórmulas de Electricidad_3BF363 Página 2 de 11

Srpm = 7200 4 Srpm = 1800 rpm

Calculating Braking Torque: Full-load motor torque is calculated to determine the required braking torque of a motor. To Determine braking torque of a motor, apply this formula: T = 5252 x HP rpm T = full-load motor torque (in lb-ft) 5252 = constant (33,000 divided by 3.14 x 2 = 5252) HP = motor horsepower rpm = speed of motor shaft Example: What is the braking torque of a 60 HP, 240V motor rotating at 1725 rpm? T = 5252 x HP rpm T = 5252 x 60 1725 T = 315,120 1725 T = 182.7 lb-ft

Calculating Work: Work is applying a force over a distance. Force is any cause that changes the position, motion, direction, or shape of an object. Work is done when a force overcomes a resistance. Resistance is any force that tends to hinder the movement of an object.If an applied force does not cause motion the no work is produced. To calculate the amount of work produced, apply this formula: W=FxD W = work (in lb-ft) F = force (in lb) D = distance (in ft) Example: How much work is required to carry a 25 lb bag of groceries vertically from street level to the 4th floor of a building 30' above street level? W=FxD W = 25 x 30 W = 750 -lb

Calculating Torque: Tablas y Fórmulas de Electricidad_3BF363 Página 3 de 11

Torque is the force that produces rotation. It causes an object to rotate. Torque consist of a force acting on distance. Torque, like work, is measured is pound-feet (lbft). However, torque, unlike work, may exist even though no movement occurs. To calculate torque, apply this formula: T=FxD T = torque (in lb-ft) F = force (in lb) D = distance (in ft) Example: What is the torque produced by a 60 lb force pushing on a 3' lever arm? T=FxD T = 60 x 3 T = 180 lb ft

Calculating Full-load Torque: Full-load torque is the torque to produce the rated power at full speed of the motor. The amount of torque a motor produces at rated power and full speed can be found by using a horsepower-to-torque conversion chart. When using the conversion chart, place a straight edge along the two known quantities and read the unknown quantity on the third line. To calculate motor full-load torque, apply this formula: T = HP x 5252 rpm T = torque (in lb-ft) HP = horsepower 5252 = constant rpm = revolutions per minute Example: What is the FLT (Full-load torque) of a 30HP motor operating at 1725 rpm? T = HP x 5252 rpm T = 30 x 5252 1725 T = 157,560 1725 T = 91.34 lb-ft

Calculating Horsepower: Tablas y Fórmulas de Electricidad_3BF363 Página 4 de 11

Electrical power is rated in horsepower or watts. A horsepower is a unit of power equal to 746 watts or 33,0000 lb-ft per minute (550 lb-ft per second). A watt is a unit of measure equal to the power produced by a current of 1 amp across the potential difference of 1 volt. It is 1/746 of 1 horsepower. The watt is the base unit of electrical power. Motor power is rated in horsepower and watts. Horsepower is used to measure the energy produced by an electric motor while doing work. To calculate the horsepower of a motor when current and efficiency, and voltage are known, apply this formula: HP = V x I x Eff 746 HP = horsepower V = voltage I = curent (amps) Eff. = efficiency Example: What is the horsepower of a 230v motor pulling 4 amps and having 82% efficiency? HP = V x I x Eff 746 HP = 230 x 4 x .82 746 HP = 754.4 746 HP = 1 Hp Eff = efficiency / HP = horsepower / V = volts / A = amps / PF = power factor Horsepower Formulas To Find

HP

I

Use Formula

Example Given

Find

HP = I X E X Eff. 240V, 20A, 85% Eff. HP 746 I = HP x 746 E X Eff x PF

10HP, 240V, 90% Eff., 88% PF

I

Solution HP = 240V x 20A x 85% 746 HP=5.5 I = 10HP x 746 240V x 90% x 88% I = 39 A

To calculate the horsepower of a motor when the speed and torque are known, apply this formula: HP = rpm x T(torque) 5252(constant) Example: What is the horsepower of a 1725 rpm motor with a FLT 3.1 lb-ft?


HP = rpm x T 5252 HP = 1725 x 3.1 5252 HP = 5347.5 5252 HP = 1 hp

Calculating Synchronous Speed: AC motors are considered constant speed motors. This is because the synchronous speed of an induction motor is based on the supply frequency and the number of poles in the motor winding. Motor are designed for 60 hz use have synchronous speeds of 3600, 1800, 1200, 900, 720, 600, 514, and 450 rpm. To calculate synchronous speed of an induction motor, apply this formula: rpmsyn = 120 x f Np rpmsyn = synchronous speed (in rpm) f = supply frequency in (cycles/sec) Np = number of motor poles Example: What is the synchronous speed of a four pole motor operating at 50 hz.? rpmsyn = 120 x f Np rpmsyn = 120 x 50 4 rpmsyn = 6000 4 rpmsyn = 1500 rpm

Options: - Useful Formulas - Motor Formulas

To better understand the following formulas review the rule of transposition in equations. A multiplier may be removed from one side of an equation by making it a division on the other side, or a division may be removed from one side of an equation by making it a multiplier on the other side.


1. Voltage and Current: Primary (p) secondary (s) Power(p) = power (s) or Ep x Ip = Es x Is A. Ep =

Es x Is Ip

B. Ip =

Es x Is Ep

C. Is =

Ep x Ip Es

D. Es =

Ep x Ip Is

2. Voltage and Turns in Coil: Voltage (p) x Turns (s) = Voltage (s) x Turns (p) or Ep x Ts = Es x Ip A. Ep =

Es x Ip Ts

B. Ts =

Es x Tp Ep

C. Tp =

Ep x Ts Es

D. Es =

Ep x Ts Tp

3. Amperes and Turns in Coil: Amperes (p) x Turns (p) = Amperes (s) x Turns (s) or Ip x Tp = Is x Ts A. Ip =

Is x Ts Tp

B. Tp =

Is x Ts Ip

C. Ts =

Ip x Tp Is

D. Is =

Ip x Tp Ts

FLA Motor Chart Options: DC motors AC Single Phase AC 2 Phase (4 wire) Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor AC 3 Phase Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor AC 3 Phase Synchronous Type Unity Power Factor DC Motors Horse90v 120v 180v 240v 500v 550v power Amperes 1/4

4.0

3.1

2.0

1.6

--

--

1/3

5.2

4.1

2.6

2.0

--

--

1/2

6.8

5.4

3.4

2.7

--

--

3/4

9.6

7.6

4.8

3.8

--

--

1

12.2

9.5

6.1

4.7

--

--

1-1/2

--

13.2

8.3

6.6

--

--


2

--

17

10.8

8.5

--

--

3

--

25

16

12.2

--

--

5

--

40

27

20

--

--

7-1/2

--

58

--

29

13.6 12.2

Horse90v 120v 180v 240v 500v 550v power Amperes 10

--

76

--

38

18

16

15

--

--

--

38

18

16

20

--

--

--

55

27

24

25

--

--

--

89

43

38

30

--

--

--

106

51

46

40

--

--

--

140

67

61

Horse90v 120v 180v 240v 500v 550v power Amperes 50

--

--

--

173

83

75

60

--

--

--

206

99

90

75

--

--

--

255

123

111

100

--

--

--

341

164

148

125

--

--

--

425

205

185

150

--

--

--

506

246

222

200

--

--

--

675

330

294

AC Single Phase Motors Horse115v power

200v

208v

230v

Amperes 1/6

4.4

2.5

2.4

2.2

1/4

5.8

3.3

3.2

2.9

1/3

7.2

4.1

4.0

3.6

1/2

9.8

5.6

5.4

4.9

3/4

13.8

7.9

7.6

6.9

1

16

9.2

8.8

8.0

1-1/2

20

11.5

11

10

2

24

13.8

13.2

12

3

34

19.6

18.7

17

5

56

32.2

30.8

28

7-1/2

80

46

44

40

10

100

57.5

55

50

Horse- 115v

200v

208v

230v


power

2 Phase (4 wire) AC Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor Horse115v 230v 460v 575v 2300v power Amperes 1/2

4.0

2.0

1.0

0.8

--

3/4

4.8

2.4

1.2

1.0

--

1

6.4

3.2

1.6

1.3

--

1-1/2

9.0

4.5

2.3

1.8

--

2

11.8

5.9

3.0

2.4

--

3

--

8.3

4.2

3.3

--

5

--

13.2

6.6

5.3

--

10

--

24

12

10

--

15

--

36

18

14

--

20

--

47

23

19

--

25

--

59

29

24

--

30

--

69

35

28

--

40

--

90

45

36

--

Horse115v 230v 460v 575v 2300v power Amperes 50

--

113

56

45

--

60

--

133

67

53

14

75

--

166

83

66

18

100

--

218

109

87

23

125

--

270

135

108

28

150

--

312

156

125

32

200

--

416

208

167

43

AC 3 Phase Induction Type Squirrel Cage and Wound Rotor Horse115V 200V 208V 230V 460V 575V 2300V power Amperes 1/2

4.4

2.5

2.4

2.2

1.1

0.9

--

3/4

6.4

3.7

3.5

3.2

1.6

1.3

--

1

8.4

4.8

4.6

4.2

2.1

1.7

--

1-1/2

12.0

6.9

6.6

6.0

3.0

2.4

--

2

13.6

7.8

7.5

6.8

3.4

2.7

--

3

--

11.0

10.6

9.6

4.8

3.9

--


5

--

17.5

16.7

15.2

7.6

6.1

--

7-1/2

--

25.3

24.2

22

11

9

--

Horse115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v power 10

--

32.2

30.8

28

14

11

--

15

--

48.3

46.2

42

21

17

--

20

--

62.1

59.4

54

27

22

--

25

--

78.2

74.8

68

34

27

--

30

--

92

88

80

40

32

--

40

--

120

114

104

52

41

--

Horse115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v power 50

--

150

143

130

65

52

--

60

--

177

169

154

77

62

16

75

--

221

211

192

96

77

20

100

--

285

273

248

124

99

26

125

--

359

343

312

156

125

31

150

--

414

396

360

180

144

37

200

--

552

528

480

240

192

49

Horse115v 200v 208v 230v 460v 575v 2300v power Amperes 250

--

--

--

--

302

242

60

300

--

--

--

--

361

289

72

350

--

--

--

--

414

336

83

400

--

--

--

--

477

382

95

450

--

--

--

--

515

412

103

500

--

--

--

--

590

472

118

AC 3 Phase Synchronous Type Unity Power Factor Horse230v 460v power

575v 2300v

Amperes 25

53

26

21

--

30

63

32

26

--

40

83

41

33

--

50

104

52

42

--

60

123

61

49

12

75

155

78

62

15


100

202

101

81

20

125

253

126

101

25

150

302

151

121

30

200

400

201

161

40

Horse230v 460v power


575v 2300v

APLICACIONES DEL CODIGO ELECTRICO - NEC Y ANALISIS DE CAMBIOS “PUESTA A TIERRA DE SISTEMAS ELECTRICOS”

Preparado por: GUILLERMO E. LASSO ING. ELECTROMECANICO DIPLOMADO EN GERENCIA DE PROYECTOS - PMI Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

1

Articulo 250: Título cambia a “Grounding and Bonding” • Este cambio describe de manera más exacta este. Articulo 250 contiene reglas para ambos. Esta figura ilustra cuatro UL® pruebas de bonding para:

No. 2 copper

UL® 514B: Accesorios para cajas eléctricas, UL® 467: Puesta a tierra y conexiones eléctricas permanentes para equipos, UL 886: Cajillas y accesorios utilizados en lugares peligrosos, y

Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

Resultados de pruebas reconocidas por UL en bandejas para cables eléctricos. 2

250.2 Definiciones ¿Por qué es tan difícil de entender la conexión a tierra en los circuitos eléctricos? Una de las causas principales es que desconocemos la definición de muchos de los términos importantes. Antes de avanzar en el tema, revisemos algunas importantes definiciones contenidas en los Artículos 100 y 250. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

3

250.2 Definiciones • Bonding [100]: unión permanente de partes metálicas, para crear una ruta eléctricamente conductora, que tenga la capacidad de conducir de manera segura cualquier corriente de falla que pueda ocurrir. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

4

250.2 Definiciones • Bonding Jumper [100]: Conductor dimensionado apropiadamente de acuerdo con el Artículo 250, que asegure una conductividad eléctrica permanente entre las partes metálicas de una instalación eléctrica. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

5

250.2 Definiciones • Effective Ground-Fault Current Path [250.2]: Ruta conductiva permanente de baja impedancia, construida intencionalmente, y diseñada para conducir la corriente de falla desde el punto en el que ocurra la falla a tierra, de un sistema de alambrado, hasta la fuente de suministro eléctrico. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

6

250.2 Definiciones • Equipment Grounding Conductor [100]: Ruta, de baja impedancia para la corriente de falla, utilizada para unir partes metálicas de equipos eléctricos, diversos medios para conducir alambres eléctricos y encerramientos, a la ruta efectiva para la corriente de falla a tierra, en el equipo de servicio o a la fuente del sistema derivado separadamente Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

7

250.2 Definiciones • Ground (Earth) [100]: Tierra o un cuerpo conductivo que está conectado a tierra.

Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

8

250.2 Definiciones • Ground Fault [100]: Conexión no intencional entre un conductor no conectado a tierra (caliente) y cualquier parte metálica de equipos, encerramientos o diversos medios para conducir alambres eléctricos. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

9

250.2 Definiciones • Grounded Neutral Conductor [100]: Conductor conectado al terminal que está intencionalmente conectado a tierra. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

10

250.2 Definiciones • Grounding (Earthing) Conductor [100]: Conductor que conecta un equipo o circuitos eléctricos a tierra, a través de un electrodo de tierra.

Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

11

250.2 Definiciones • Grounding (Earthing) Electrode [100]: Dispositivo o electrodo que establece una conexión eléctrica a la tierra. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

12

250.2 Definiciones • Grounding Electrode (Earth) Conductor [100]: Conductor que conecta el neutral puesto a tierra con el electrodo de tierra, en el equipo de servicio, el interruptor principal o en el sistema derivado separadamente. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

13

250.2 Definiciones • Main Bonding Jumper [100]: Conductor, tornillo, o pieza de metal que une el conductor de conexión a tierra, en el equipo de servicio, al neutral puesto a tierra. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

14

250.4(A)(1) Conectando los Sistemas Eléctricos a Tierra. • Los embobinados de alto voltaje se conectan a tierra, para limitar el alto voltaje producto de las descargas atmosféricas, contactos no intencionales con líneas de mayor voltaje o sobre tensiones en las líneas eléctricas. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

15

250.4(A)(2) Conectando los Equipos Eléctricos a Tierra • Partes metálicas de equipos eléctricos deben ser conectadas a tierra para limitar el voltaje ocasionado por las descargas atmosféricas y otras fuentes de sobre tensiones y no para despejar una falla a tierra. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

16

250.4(A)(5) Ruta Efectiva de la Corriente de Falla a Tierra • Voltaje de toque (IEEE) “Diferencia de potencial entre una estructura metálica y un punto en la tierra situado a 3 pies de la estructura”. • El electrodo no reduce de forma significativa el voltaje de toque Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

17

250.4(A)(5) Ruta Efectiva de la Corriente de Falla a Tierra • El conductor que conecta el equipo a tierra suministra la ruta efectiva de la corriente de falla a tierra. • La práctica común de instalar un electrodo de tierra junto a un poste de metal que soporta una luminaria, no juega un propósito útil. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

18

250.6(A) Previniendo Corrientes no Deseadas • Corrientes no deseadas recorrerán las partes metálicas cuando el neutral conectado a tierra, es a su vez conectado a la la caja metálica del panel de distribución, el cual no forma parte del equipo de servicio. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

19

250.6(A) Previniendo Corrientes no Deseadas • Corrientes del neutral pasando a través de accesorios flojos podrán elevar la temperatura de los componentes metálicos, incendiando los materiales inflamables que existan en los alrededores Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

20

250.8 Tornillos de “Sheet Metal” no son aceptados para conectar conectores o dispositivos varios a tierra •

Muchos electricistas saben que no pueden obtener conexiones metálicas sólidas con estos tipos de tornillos. El metal utilizado para las cajillas eléctricas y encerramientos metálicos es muy grueso. Conexiones realizadas con tornillos auto-roscables son aceptables.

Sheet Metal Screw

Self threading screws with machine threads

Machine screw Bad metal to metal electrical fastening hardware Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

Good metal to metal electrical fastening hardware 21

250.34 Generadores Portátiles y montados en Vehículos •

La condición de conectar la carrocería a una varilla de tierra fue eliminada. No es necesario conectar la estructura metálica de los generadores portátiles montados en vehículos, a una varilla de tierra si se cumplen algunas condiciones.

Una condición para los generadores portátiles montados en vehículos, es que la estructura metálica de los generadores deberá ser conectada eléctricamente al chasis del vehículo.

Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

22

250.53(G) Instalación de la Varilla de tierra • La parte superior de la varilla de tierra deberá estar a nivel del terreno, a no ser que el conector este protegido contra daños físicos como está especificado en el artículo 250.10. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

23

250.56 Valor de resistencia de la Varilla de Tierra • No más de dos varillas de tierra son requeridas; aunque la resistencia total de las dos varillas paralelas, sea mayor de los 25 ohmios. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

24

Midiendo la Resistencia a Tierra • El medidor de pinza mide la resistencia del sistema de tierra, inyectando una señal de alta frecuencia al sistema de tierra de la compañía de utilidad, entonces medirá la fuerza de la señal de retorno. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

25

Midiendo la Resistencia a Tierra • El medidor de caída de voltaje de tres puntos, determina la resistencia a tierra utilizando la Ley de Ohm: R = V/I • V (Voltaje) = 3V I (Corriente) = 0.2A Resistencia = 3V/0.2A Resistencia = 15 ohmios Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

26

250.62 Material del Conductor a la Varilla de Tierra • • • •

Cobre o aluminio Sólido o con hebras Aislado o desnudo. Apropiado para las condiciones • Identificación con aislante color verde es práctica común, pero no requisito del NEC Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

27

250.64(E) Conductor a la varilla de tierra en tubo de metal • Tuberías de origen ferroso conteniendo el conductor a la varilla de tierra, deberá tener cada extremo de la tubería conectado eléctricamente al conductor en mención. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

28

250.66 Tamaño del Conductor a la Varilla de tierra • En el lado del equipo del servicio, el tamaño del conductor a la varilla de tierra estará basado en el mayor conductor del servicio de entrada y será dimensionado de acuerdo a la Tabla 25066 Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

29

250.94 Conexión a Tierra en los Sistemas de Comunicaciones • Todos los sistemas de Comunicación deberán estar interconectados al sistema de conexión a tierra del edificio. • Deberán estar conectados eléctricamente entre sí. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

30

250.94 Conexión a Tierra en los Sistemas de Comunicaciones • La interconexión eléctrica de todos los sistemas de comunicaciones en un punto en común, minimiza la posibilidad de daños a los diversos sistemas, producto de diferencias de potencial entre ellos. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

31

250.97 Conexión eléctrica permanente en sistemas 277V/480V • Algunos “knockouts” no están aprobados para soportar el calor generado al ocurrir una falla a tierra en 277 voltios, ya que en ella se generan cinco veces mas calor que el generado en una falla a tierra en 120 voltios. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

32

250.100 Conexiones eléctricas permanentes en lugares clasificados como peligrosos • Entradas roscadas • Entradas sin rosca con conexiones eléctricas permanentes. • “Locknuts” especiales • “Bushings” especiales Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

33

250.102 Tamaño de la conexión eléctrica permanente (Alimentación) • ¿Qué tamaño de la conexión eléctrica permanente será necesario para un conducto de metal llevando conductores 600 MCM? a) 1 AWG b) 1/0 AWG c) 2/0 AWG d) 3/0 AWG b) 1/0 AWG, Tabla 250.66 Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

34

250.102 Tamaño de la conexión eléctrica permanente (Carga) • ¿Qué tamaño de la conexión eléctrica permanente será necesario para un conducto de metal donde los conductores del circuito están protegidos por un interruptor de 1,200 A? a) 1 AWG b) 1/0 AWG c) 2/0 AWG d) 3/0 AWG d) 3/0 AWG, Tabla 250.122 Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

35

250.106 Sistemas de Protección para Descargas Atmosféricas • El sistema de protección para descargas atmosféricas deberá estar conectado de manera eléctricamente permanente al sistema de conexión a tierra del edificio. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

36

250.106 Sistemas de Protección para Descargas Atmosféricas • La varilla de conexión a tierra del Sistema de Protección para descargas atmosféricas no deberá ser usado como el sistema de conexión a tierra del edificio. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

37

250.140 Conexión a Tierra en Hornos, Estufas, y Secadoras de ropa •

Preparado por:

• Extensiones y tomacorrientes de 4 conductores son necesarias para hornos, secadoras y estufas. • Excepción para instalaciones existentes GUILLERMO E. LASSO

38

250.146 Conexión del terminal de tierra de un tomacorriente a su cajilla • Los tomacorrientes deberán tener sus terminales de tierra conectados a una vía efectiva, que pueda descargar en caso de ocurrir, la corriente de falla a tierra. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

39

250.146(A) Conexión a tierra entre una cajilla montada en superficie y un dispositivo eléctrico. • Es necesario remover por lo menos una de las arandelas aislantes, para obtener un buen contacto entre las superficies metálicas.

When there are no grounding contact yoke on a device, no bonding jumper, and where screws are to be used as sole grounding means one insulating washer shall be removed. Preparado por:

Surface mounted grounded metal box

GUILLERMO E. LASSO

40

250.146 Conexión del terminal de tierra de un tomacorriente a su cajilla. • El NEC no regula la posición del terminal de tierra del tomacorriente; puede estar arriba, abajo o de lado. • Todas las propuestas para reglamentar la posición de instalación de un tomacorriente, han sido rechazadas. Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

41

680.23(B)(2)(b) Luminarias Instaladas Bajo el Nivel de Agua

• El término “equipment grounding conductor” fue cambiado a “bonding jumper.” No. 8 de cobre con aislamiento, sólido o con hebras Equipment Grounding Conductor

Tubería no metálica Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

42

690.47(C) Sistema de conexión a tierra para los Sistemas con dualidad de Corrientes (AC – DC) • •

Estos sistemas tienen requerimientos especiales para conexiones a tierra en las siguientes secciones: 250.66 (ac) – 250.166 (dc)

Service

Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

43

800.100(A)(4), 820.100(A)(4), 830.100(A)(4) Conexión a Tierra en Circuitos de Comunicación •

FPN Explica que las mismas limitaciones en la longitud, aplicadas a casas de apartamentos y edificios comerciales, ayudaría a reducir los voltajes que puedan desarrollarse entre la alimentación eléctrica de un edificio y el sistema de comunicaciones, durante la ocurrencia de fenómenos atmosféricos. Casa de Apartamentos Servicio Eléctrico Menos de 20 pies

Mínimo AWG 14 de cobre, tan corto como sea posible y no mayor de 20 pies. Preparado por:

Servicio de Comunicaciones GUILLERMO E. LASSO

44

REFERENCIAS REFERENCIAS z z

z z z

Manual De Inspecciones Eléctricas – US ARMY CORPS OF ENGINEERS. IEEE Std. 142-1991 “Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power systems”, Green Book. Mike Holt NEC® Online Continuing Education; www.mikeholt.com Online Continuing Education for Electricians; www.electrician2.com National Electrical Code – 2005 (NFPA – 70) Preparado por:

GUILLERMO E. LASSO

45

45

Cuaderno Técnico nº 172 Los esquemas de conexión a tierra en BT (regímenes de neutro)

B. Lacroix R. Calvas

La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedades electrotécnicas y electrónicas. Están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen una información específica o más amplia, que complemente la de los catálogos, guías de producto o noticias técnicas, Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones, los sistemas y equipos eléctricos. Cada uno trata en profundidad un tema concreto del campo de las redes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales. Puede accederse a estas publicaciones en Internet: http://www.schneiderelectric.es Igualmente pueden solicitarse ejemplares en cualquier delegación comercial de Schneider Electric España S.A. o bien dirigirse a: Centro de Formación Schneider C/ Miquel i Badia, 8 bajos 08024 Barcelona Telf. (93) 285 35 80 Fax: (93) 219 64 40 e-mail: [email protected]

La colección de Cuadernos Técnicos forma parte de la «Biblioteca Técnica» del Grupo Schneider.

Advertencia Los autores declinan toda responsabilidad derivada de la incorrecta utilización de las informaciones y esquemas reproducidos en la presente obra y no serán responsables de eventuales errores u omisiones, ni de las consecuencias de la aplicación de las informaciones o esquemas contenidos en la presente edición. La reproducción total o parcial de este Cuaderno Técnico está autorizada haciendo la mención obligatoria: «Reproducción del Cuaderno Técnico nº 172 de Schneider Electric».

Cuaderno Técnico Schneider n° 172 / p. 2

Cuaderno Técnico no 172 Los esquemas de conexión a tierra en BT (regímenes de neutro) Bernard LACROIX Ingeniero ESPCI en 1 974 (Ecole Supérieure de Physique et Chimie Industrielle de Paris), trabajó durante cinco años en Jeumont Schneider donde participó, entre otros, en trabajos de desarrollo del variador de velocidad con troceador del TGV. Entró en Merlin Gerin en 1 981, y fue, sucesivamente técnico-comercial de onduladores y después responsable comercial de la actividad de protección de personas. Desde 1 991, se le encarga de la prescripción en la distribución de potencia en BT.

Roland CALVAS Ingeniero ENSERG en 1 964 (Ecole Nationale Supérieure d’Electronique et Radioélectricité de Grenoble) se diplomó en el Institut d’Administration des Entreprises, y entró en Merlin Gerin en 1 966 Durante su trayectoria profesional, ha sido responsable comercial, después responsable de marketing de la actividad de protección de personas. Actualmente se encarga de la comunicación técnica dentro del Grupo Scheneider. Trad.: José Mª Giró Original francés: septiembre 1 998 Versión española: marzo 2 000

Terminología

CEM: Compatibilidad Electromagnética. CPA: Controlador Permanente de Aislamiento.

Electrocución: Electrización que provoca la muerte.

CR: Protección con corto retardo (protección contra las sobreintensidades de cortocircuito mediante interruptores automáticos con relés rápidos).

GTB: Gestión Técnica de Edificios.

DDR: Dispositivo Diferencial Residual.

I∆ ∆n: Umbral de actuación o disparo de un DDR.

DLD: Dispositivo de Localización del Defecto.

UL: Tensión límite convencional (tensión de contacto máxima admisible) llamada de seguridad.

DPCC: Dispositivo de Protección Contra Cortocircuitos (interruptores automáticos o fusibles). Electrización: Aplicación de tensión entre dos partes del cuerpo.

GTE: Gestión Técnica de la distribución de la energía Eléctrica.

MT/AT-A: Media tensión: 1 a 35 kV, según CENELEC (circular del 27.07.92); alta tensión de clase A: 1 a 50 kV, según el decreto francés de 14.11.88.


Los esquemas de conexión a tierra en BT (regímenes de neutro)

Este Cuaderno Técnico repasa los riesgos que se derivan de los defectos de aislamiento para la seguridad de las personas y de los bienes. Destaca especialmente la influencia del Esquema de Conexión a Tierra -ECT- sobre la disponibilidad de la energía eléctrica. Presenta los tres ECT definidos por la norma CEI 60364, que son los que se emplean en distinta medida en todos los países. Cada ECT, todavía llamado «régimen de neutro», se analiza en términos de seguridad (seguridad, mantenibilidad y disponibilidad). No hay ECT mejores o peores; todos consiguen la seguridad de las personas, pero cada uno tiene sus ventajas e inconvenientes y es la necesidad la que debe de guiar la elección, a parte de lo que manden o prohiban las normas o leyes. El lector interesado por la evolución de los ECT y su aplicación en los diversos países puede leer el Cuaderno Técnico n° 173.

1 Introducción

1.1 Evolución de las necesidades

p.

6

1.2 Causas de los defectos de aislamiento

p.

6

1.3 Riesgos debidos a un defecto de aislamiento

p.

7

p.

10

2.1 Puesta a neutro: esquema TN

p.

11

2.2 Neutro a tierra: esquema TT

p.

13

2.3 Neutro aislado o impedante: esquema IT

p.

14

3 Los ECT y los riesgos de incendio 3.1 Riesgo de incendio y de no disponibilidad de la energía 3.2 Riesgo de no disponibilidad de la energía

p.

18

p.

18

4 Influencia de la MT en la BT, según los ECT

2 Los ECT y la protección de las personas

5 Aparellaje dependiente de la elección del ECT

6 Elección del ECT y conclusión 7 Bibliografía

4.1 El rayo

p.

21

4.2 Las sobretensiones de maniobra

p.

22

4.3 Cebado MT-masa interna en un transformador

p.

22

4.4 Cebado MT-BT en el interior de un transformador

p.

24

5.1 ECT-TN: «puesta a neutro»

p.

25

5.2 ECT-TT: «neutro a tierra»

p.

26

5.3 ECT-IT: «neutro aislado»

p.

26

5.4 Protección del neutro, según el ECT

p.

29

6.1 Método para elegir el ECT

p.

31

6.2 Conclusiones

p.

32

p.

32


1

Introducción

1.1

Evolución de las necesidades Actualmente, tal como se definen en la CEI 60364, en la UNE 20 460 y en la NF C 15-100, los esquemas de conexión a tierra (ECT), que durante mucho tiempo se han llamado «regímenes de neutro», son tres: n la puesta a neutro -TN-, n el neutro a tierra -TT-, n el neutro aislado (o impedante) -IT-. Estos tres esquemas tienen una misma finalidad en cuanto a la protección de personas y bienes: el control de los efectos de un defecto de aislamiento. Se consideran equivalentes en cuanto a la seguridad de personas frente a contactos indirectos. Pero no es necesariamente así para la seguridad de la instalación eléctrica de BT en lo que se refiere a: n la disponibilidad de la energía,

1.2

n el mantenimiento de la instalación. Estas magnitudes, cuantificables, son objeto de exigencias cada vez mayores en las fábricas y en los edificios del sector terciario o de servicios. Por otra parte, los sistemas de control-mando de edificios y la gestión de la distribución de la energía eléctrica juegan un papel cada vez más importante a nivel de la gestión y de la seguridad. Esta evolución de las necesidades de seguridad no es independiente de la elección de un ECT. Hay que recordar que la continuidad del servicio es un factor primordial al producirse una emergencia relacionada con los ECT (piénsese en una red sana de distribución pública al desconectar los abonados con un defecto de aislamiento).

Causas de los defectos de aislamiento Para asegurar la protección de las personas y la continuidad de la explotación, los conductores y las piezas con tensión de una instalación eléctrica están «aislados» respecto a las masas conectadas a tierra. El aislamiento se consigue mediante: n la utilización de materiales aislantes, n con una separación adecuada: por una parte, necesitan determinadas distancias de aislamiento en el seno de un gas (por ejemplo, el aire) y por otra, hay que tener presente el recorrido de las líneas de fuga (en el aparellaje: por ejemplo el camino de contorneo en un aislador). Un aislamiento se caracteriza por las tensiones específicas que, conforme a las normas, se aplican a los productos y equipos nuevos: n tensión de aislamiento (la tensión más elevada de la red), n tensión de resistencia a la descarga del rayo (onda 1,2; 50 µs); n tensión de resistencia a la frecuencia industrial (2 U + 1 000 V/1 min).

Ejemplo para un cuadro de BT de tipo PRISMA: n tensión de aislamiento: 1 000 V, n tensión de descarga de rayo: 12 kV. Al conectar a la red una instalación nueva, hecha según las reglas del arte del oficio y con productos fabricados de acuerdo con las normas, el riesgo de defectos de aislamiento es muy bajo; al envejecer la instalación, este riesgo aumenta. En efecto, la instalación sufre diversas agresiones que originan fallos de aislamiento; citemos, a título de ejemplo: n durante la instalación: o el deterioro mecánico de los aislantes de los cables; n durante la utilización: o el polvo, más o menos conductor, o el envejecimiento térmico de los aislantes, debido a una temperatura excesiva, que está causada por: - el clima, - un número excesivo de cables en las canalizaciones,


n de modo diferencial (entre conductores activos), lo que se convierte en un cortocircuito, n de modo común (entre conductores activos y masa o tierra) circulando entonces por el conductor de protección (CP) y/o por tierra una corriente de defecto, llamada de modo común u homopolar (MT). Los ECT en BT resultan especialmente afectados por los defectos en modo común, que normalmente se producen a nivel de receptores y cables.

- armarios mal ventilados, - los armónicos, - las sobreintensidades... o los esfuerzos electrodinámicos desarrollados durante un cortocircuito que pueden dañar un cable o disminuir la distancia de aislamiento, o las sobretensiones de maniobra o de rayo, o las sobretensiones de retorno a 50 Hz como resultado de un defecto de aislamiento en MT. Normalmente es una combinación de estas causas primarias lo que lleva a un defecto de aislamiento, que puede ser:

1.3

Riesgos debidos a un defecto de aislamiento n una molestia o dolor, n una contractura muscular, n una quemadura, n una parada cardíaca (es decir, una electrocución) (figura 1). Proteger a una persona de los efectos peligrosos de la corriente eléctrica es prioritario: el riesgo de electrocución es, por tanto, el primero a tener en cuenta. Lo realmente peligroso -por su valor o por su duración- es la intensidad de corriente que atraviesa el cuerpo humano (especialmente el corazón).

Un defecto de aislamiento, sea cual sea su causa, presenta riesgos para: n la vida de las personas, n la conservación de los bienes, n la disponibilidad de la energía eléctrica, lo que a su vez redunda en perjuicio de la seguridad. Riesgos de electrización de las personas Una persona (o un animal) sometida a una tensión eléctrica se electriza. Según la importancia de la electrización, esta persona puede sufrir:

Duración de paso de corriente ms 10 000 a b c1 c2 c3 5 000 2 000 1 000 500 200

2

1

3

4

100 50 20 mA

10 0,1 0,2 0,5 1

2

5 10 20 50 100 200 5001000 2000 500010000 Umbral = 30 mA Corriente que pasa por el cuerpo

Zona 1: percepción Zona 2: gran malestar y dolor Zona 3: contracciones musculares

Zona 4: riesgo de fibrilación ventricular (parada cardíaca) C1: probabilidad 5% C3: probabilidad > 50%

Fig. 1: Zonas tiempo/corriente de los efectos de la ca (de 15 Hz a 100 Hz) sobre las personas según CEI 60479-1.


En BT el valor de la impedancia del cuerpo, (en la que un componente importante es la resistencia de la piel) no cambia en la práctica más que en función del entorno (locales secos y húmedos, por una parte, y locales mojados, por otra). Para cada uno de estos casos, se ha definido una tensión de seguridad (tensión de contacto máxima admisible durante al menos 5 segundos); en la norma CEI 60479, se llama tensión límite convencional UL. Las normas CEI 60364 § 413.1.1.1, la UNE 20 460 y la NF C 15-100 precisan que, si la tensión de contacto (UC) tiene el riesgo de sobrepasar la tensión UL, la duración de la aplicación de la tensión de defecto debe de limitarse mediante la actuación de dispositivos de protección. (Figura 2). Riesgo de incendio Este riesgo, cuando se materializa, puede tener consecuencias dramáticas para las personas y para los bienes. Un buen número de incendios tienen su origen en un calentamiento importante y puntual o en un arco eléctrico provocado por un defecto de aislamiento. El riesgo es todavía más importante si la corriente de defecto es elevada. Es también función del grado de riesgo, de incendio o de explosión, de los locales.

especialmente controlado en las industrias de procesos, en las que un rearranque puede ser largo y costoso. Además, si la corriente de defecto es elevada: n los daños en la instalación o en los receptores pueden ser importantes y aumentar los costes y los tiempos de reparación, n la circulación de elevadas intensidades de defecto en modo común (entre red y tierra) puede también producir perturbaciones en el funcionamiento de equipos sensibles, sobre todo si éstos forman parte de una red de «baja corriente», extensamente distribuida y con conexiones galvánicas. Por último, al conectar la tensión, la aparición de sobretensiones y/o de fenómenos de radiación electromagnética pueden producir disfunciones y hasta el deterioro de equipos sensibles. a) Contacto directo ph

Uc

Riesgo de no disponibilidad de la energía El control de este riesgo tiene cada vez más importancia. En efecto, si para eliminar un defecto se desconecta automáticamente la parte afectada, se tiene como resultado: n un riesgo para las personas, por ejemplo: o falta súbita de la iluminación, o desconexión de equipos útiles para la seguridad; n un riesgo económico por la falta de producción; este riesgo debe de ser

b) Contacto indirecto

3

Id

Uc

Fig. 3 : Contactos directos e indirectos. n Locales o emplazamientos secos o húmedos: UL ≤ 50 V Tensión de contacto prevista (V)

< 50

50

75

90

120

150

220

280

350

500

Tiempo de corte máximo ca del dispositivo de protección (s) c c

5 5

5 5

0,60 5

0,45 5

0,34 5

0,27 1

0,17 0,40

0,12 0,30

0,08 0,20

0,04 0,10

n Locales o emplazamientos mojados: UL ≤ 25 V Tensión de contacto prevista (V)

25

50

75

90

110

150

220

280

Tiempo de corte máximo ca del dispositivo de protección (s) c c

5 5

0,48 5

0,30 2

0,25 0,80

0,18 0,50

0,10 0,25

0,05 0,06

0,02 0,02

Fig. 2: Duración máxima de mantenimiento de la tensión de contacto según la norma CEI 60 364.


Contactos directos e indirectos Antes de empezar el estudio de los ECT, es útil recordar la electrización por contactos directos e indirectos. n Contacto directo y medidas de protección Se trata del contacto accidental de personas con un conductor activo (fase o neutro) o con una pieza conductora que habitualmente está con tensión (figura 3a). Cuando el riesgo es muy importante, la solución sencilla consiste en distribuir la energía eléctrica a una tensión no peligrosa, es decir, a una tensión menor o igual que la de seguridad. Es el empleo de la muy baja tensión de seguridad (muy baja tensión de seguridad y muy baja tensión de protección). En BT (230/400 V), las medidas de protección consisten en poner las partes activas fuera del alcance o aislarlas con la utilización de aislantes, envolventes o barreras. Una medida complementaria contra los contactos directos consiste en utilizar los Dispositivos Diferenciales Residuales (DDR) de alta sensibilidad (≤ 30 mA), llamados DDRAS. La forma de tratar los contactos directos es totalmente independiente del ECT, pero esta medida (la utilización de DDR-AS) es necesaria en todos los casos de alimentación de circuitos cuyo ECT no se puede prever o controlar; en Francia, el decreto 14.11.88 y la norma NF C 15-100 § 532-2-6 convierten en obligatoria esta medida, a nivel de: o las tomas de corriente de calibre ≤ 32 A, o en ciertos tipos de instalaciones (temporales, en canteras...). n Contactos indirectos, medidas de protección y de prevención El contacto de una persona con masas metálicas accidentalmente puestas bajo tensión se denomina contacto indirecto (figura 3b), Esta conexión accidental a la tensión es el resultado de un defecto de aislamiento. Circula entonces una corriente de defecto y provoca una elevación de la tensión entre la masa del receptor eléctrico y tierra; aparece por tanto una tensión de defecto que es peligrosa si es superior a la tensión UL. Frente a este riesgo, las normas de instalación –CEI 60364 a nivel internacional, UNE 20 460 en España, y NF C 15-100 en Francia (estas normas son similares en el fondo y en la forma)– han oficializado tres esquemas de conexión a tierra –ECT– y han definido las reglas de instalación y de protección correspondientes.

Las medidas de protección contra contactos indirectos se apoyan en tres principios fundamentales: n la conexión a tierra de las masas de los receptores y equipos eléctricos, para evitar que un defecto de aislamiento se convierta en el equivalente a un contacto directo; n la equipotencialidad de masas accesibles simultáneamente: la interconexión de estas masas contribuye eficazmente a reducir la tensión de contacto. Esto se hace mediante el conductor de protección (CP) que interconecta las masas de los materiales eléctricos para el conjunto de un edificio, eventualmente completada con conexiones equipotenciales adicionales (figura 4). Repaso: la equipotencialidad no puede ser total en todos los puntos (especialmente en locales de una sola planta); además, para el estudio de los ECT y de las protecciones asociadas, la hipótesis que tienen en cuenta los «redactores de normas», que Uc es igual a Ud, se aplica porque Uc es, al menos, igual a Ud .

Derivaciones individuales (CP) Herrajes Conductor principal de protección

Agua Gas Calefacción

Punto de puesta a tierra

Bucle de electrodos enterrado

Linea de enlace con tierra

Fig. 4: Equipotencialidad en un inmueble.


o Ud = tensión (llamada de defecto) respecto a la tierra profunda de la masa del aparato eléctrico que tiene un defecto de aislamiento, o Uc = tensión de contacto que depende del potencial Ud y de la referencia de potencial de la persona expuesta al riesgo, generalmente el suelo. n la gestión del riesgo eléctrico: o esta gestión se optimiza con la prevención. Por ejemplo, al medir el aislamiento de un equipo antes de su conexión, o por la

2

predicción del defecto basada en el seguimiento de la evolución, con tensión, del aislamiento de una instalación alimentada y aislada de tierra (IT), o si se produce un defecto de aislamiento y éste genera una tensión de defecto peligrosa, hay que eliminarlo desconectando automáticamente la parte de la instalación donde se produce el defecto. La forma de suprimir el riesgo depende entonces del ECT.

Los ECT y la protección de las personas En este capítulo se determinan los riesgos de electrización y hasta de electrocución para cada uno de los diferentes esquemas de conexión a tierra, tal como los define la Comisión Electrotécnica Internacional en la norma CEI 60364. El ECT en BT determina la forma de conectar a tierra el secundario del transformador MT/BT y las diversas maneras de poner a tierra las masas de la instalación. La identificación de los tipos de esquema se expresa con dos letras: n la primera para la conexión del neutro del transformador (con 2 casos posibles): o T para «conectado» a tierra, o I para «aislado» de tierra; n la segunda identifica el tipo de conexión de las masas de los receptores (con 2 casos posibles):

o T para «masa conectada directamente» a tierra, o N para «masa conectada al neutro» en el origen de la instalación; instalación que ha de estar conectada a tierra (figura 5). La combinación de estas dos letras da tres configuraciones posibles: n TT: neutro del transformador T y masa T, n TN: neutro del transformador T y masa N, n IT: neutro del transformador I y masa T. Nota 1: El esquema TN, según CEI 60364, NF C 15-100 y UNE 20 460, implica varios subesquemas: n TN-C: si los conductores del neutro N y el conductor de protección CP coinciden (CPN), n TN-S: si los conductores del neutro N y el conductor de protección CP están separados,

3

3

N

N

T T 3

3 N I

N N

Fig. 5: Modo de conexión del neutro de un transformador a tierra; y modo de conexión de las masas de los receptores eléctricos.


n TN-C-S: utilización de un TN-S aguas abajo de TN-C, (al revés, está prohibido). Hay que destacar que, si se utiliza el TN, es obligatorio el TN-S para redes que tengan conductores de sección menor o igual que 10 mm2 de cobre. Nota 2: Cada ECT puede aplicarse a todo el conjunto de una instalación eléctrica de BT; pero también pueden coexistir varios ECT en una misma instalación; ver, por ejemplo, la figura 6.

Nota 3: En Francia, según la norma NF C 13-100 que se refiere a los centros de distribución, para saber los riesgos que tienen su origen en MT, el ECT en BT se expresa con la ayuda de una letra suplementaria según la interconexión de las diferentes tomas de tierra (figura 7). Veamos ahora cómo conseguir, en cada caso, la protección de personas.

3 N CPN

N

N

CP

CP

TN-C

TN-S

CP

TT

IT

Fig. 6: Ejemplo de coexistencia entre los diversos ECT. letra suplementaria R (interconectadas) N (del neutro) S (separadas) (n = interconectadas,

tierra de la estación MT/BT n n o o = independiente)

tierra de neutro BT n n o

tierra de las masas de utilización BT n o o

Fig. 7: Conexión de las tomas de tierra BT con la celda del centro de transformación MT/BT.

2.1

Puesta a neutro: esquema TN Ante un defecto de aislamiento, la corriente de defecto Id no está limitada más que por la impedancia de los cables del bucle del defecto (figura 8): d=

Uo Rfase1 + Rd + RCP

Para una salida determinada y supuesto que Rd ≈ 0, se tiene:

d=

0,8 Uo Rfase1 + RCP

En efecto, durante un cortocircuito, se admite que las impedancias aguas arriba de la salida

considerada provocan una caída de tensión del orden del 20% sobre la tensión simple Uo, que es la tensión nominal entre fase y tierra; de ahí el coeficiente 0,8. Entonces Id provoca la aparición de una tensión de defecto, respecto a tierra: Ud = RCP . Id, o sea: d = 0,8 Uo

RCP Rfase1 + RCP

Para redes de 230/400 V, esta tensión, del orden de Uo/2 (si RCP = Rfase) es peligrosa, porque es superior a la tensión límite de seguridad, incluso en un lugar seco (UL = 50 V).


la norma inglesa BS 7671). Este método puede llevar a aumentar las secciones de los conductores activos y/o de protección. Otro aspecto a comprobar, para asegurar que el DPCC protegerá a las personas, es calcular la longitud máxima de cable, que ninguna salida habrá de sobrepasar, para un margen de protección Ia dado. Para calcular Id y Lmáx se pueden utilizar tres métodos simples (Cuaderno Técnico 158 o la Guía NF C 15-105): n el método de las impedancias, n el método de la composición, n el método convencional (guía NF C 15-105, parte C). Éste último, da la ecuacuión:

Por tanto, es necesario asegurar la desconexión automática e inmediata de la instalación o de parte de la misma (figura 9). Siendo el defecto de aislamiento similar a un cortocircuito fase-neutro, el corte debe de realizarse con un dispositivo de protección contra cortocircuitos -DPCC- con un tiempo máximo de corte especificado en función de U L. Instalación Para estar seguro de que la protección es realmente activa hace falta, sea el que sea el punto del defecto, que la corriente Id sea superior al umbral de funcionamiento instantáneo de la protección Ia (Id > Ia). Esta condición debe de comprobarse durante el diseño de la instalación con los cálculos de la corriente de defecto, y esto para cada uno de los circuitos de la distribución. Un mismo recorrido del conductor de protección -CP- y de los conductores activos facilita el cálculo y está recomendado por la norma (NF C 15-100 § 544-1; UNE 20 460). Para garantizar esta condición hay otra forma que consiste en imponer un valor máximo de impedancia a los bucles de defecto en función del tipo y calibre de los DPCC escogidos (ver

d=

0,8 Uo

0,8 Uo

=

=

0,8 Uo Sfase

Rfase1 + RCP

Z

(1 + m) L

Para que la protección asegure perfectamente esta función, es necesario que Ia < Id, de donde Lmáx, longitud máxima permitida por la protección que tiene el margen Ia, es: Lmáx =

0,8 Uo Sfase (1 + m) a

,

Id

A N D CP

C

B Rd

Ud

Ud =

0,8 Uo

si

2

RCP = Rfase y Rd = 0

Uo

0,8 Uo

RAB + Rd + RCP

Rfase + RCP

d=

Fig. 8: Corriente y tensión de defecto en el esquema TN. Uo (voltios) tensión fase/neutro 127 230 400 > 400

tiempos de corte (segundos) UL = 50 V 0,8 0,4 0,2 0,1

tiempos de corte (segundos) UL = 25 V 0,35 0,2 0,05 0,02

Fig. 9: Tiempos de corte en el ECT TN (ver CEI 60 364 y NF C 15-100, tablas 41 A y 48 A).


o para un fusible, Ia es una corriente tal que el tiempo total de corte del fusible (tiempo de prearco + tiempo de arco) sea conforme a la norma (figura 9),

donde: n Lmáx: longitud máxima en m, n Uo: tensión simple, 230 V para una red trifásica de 400 V, n ρ: resistividad a la temperatura de funcionamiento normal, n Ia: corriente de disparo instantáneo: o para un interruptor automático Ia = Im (siendo Im la corriente de funcionamiento del relé magnético o de corto-retardo),

2.2

n m=

Sfase SCP

Si la línea tiene una longitud mayor que Lmáx, hay que: o disminuir Ia, o bien aumentar SCP, o instalar un Dispositivo Diferencial Residual (DDR).

Neutro a tierra: esquema TT Ante un fallo de aislamiento, la corriente de defecto Id (figura 10) queda limitada, sobre todo, por las resistencias de tierra (si la conexión a tierra de las masas y la conexión a tierra del neutro no son la misma).

Siendo normalmente bajas las resistencias de tierra y del mismo orden de magnitud (≈ 10 Ω), esta tensión, del orden de Uo/2, es peligrosa; por tanto, es obligatorio prever una desconexión automática de la parte de la instalación afectada por el defecto (figura 11).

Siempre con la hipótesis de que Rd = 0, la corriente de defecto es: d

Uo

Ra

Ra + Rb 3A 1A 500 mA 300 mA 30 mA

Esta corriente de defecto produce una tensión de defecto en la resistencia de tierra de los receptores: Ud = Ra . Id , o, lo que es lo mismo: Ud =

UL

n

resistencia máxima Ω de la toma de tierra Ra para UL = 50 V 25 V 16 8 50 25 100 50 166 83 1660 833

Uo Ra Fig. 11: Límite superior de la resistencia de la toma de tierra de las masas que no hay que sobrepasar, en función de la sensibilidad de los DDR y de la tensión límite UL, [I∆n = f(Ra)].

Ra + Rb

d

N CP

Ud Ra

Rb

d

Uo Ra + Rb

Ud = Uo

Ra Ra + Rb

Fig. 10: Corriente y tensión de defecto en el esquema TT.


Instalación En la cabeza de la instalación es necesario colocar al menos un DDR, puesto que la corriente de defecto más allá de la que hay riesgo

(

do =

UL Ra

)

, es muy inferior a la de

ajuste de los dispositivos de protección de corriente máxima. Para mejorar la disponibilidad de la energía eléctrica, el empleo de varios DDR permite conseguir una selectividad de disparo amperimétrica y cronométrica. Todos estos DDR tendrán un margen de corriente asignada I∆n inferior a Id0.

2.3

La desconexión de la tensión, por la actuación de los DDR, debe de hacerse según la norma, en menos de 1 segundo. Hay que destacar que la protección por medio de DDR: n es independiente de la longitud de los cables, n permite varias tomas de tierra Ra separadas (disposición no deseable, porque el CP ya no es una referencia de potencial única para todo el conjunto de la instalación). El Cuaderno Técnico nº 114 trata con detalle la tecnología y el uso de los DDR.

Neutro aislado o impedante: esquema IT El neutro está aislado, es decir, no está conectado a tierra. Las tomas de tierra de las masas normalmente están interconectadas (como para el ECT TN o TT). n En funcionando normal (sin defecto de aislamiento), la red está puesta a tierra por la impedancia de fuga de la red. Recuérdese que la impedancia natural de fuga a tierra de un cable trifásico, de 1 km de longitud, se caracteriza por los valores típicos: o C = 1 µF / km, o R = 1 MΩ / km, que, a 50 Hz, dan: o Zcf = 1 / j . C . ω = 3 200 Ω o Zrf = Rf = 1 MΩ, por tanto Zf ≈ Zcf = 3 200 Ω. En régimen IT, para fijar adecuadamente el potencial de una red respecto a tierra, es aconsejable, sobre todo si es corta, colocar una impedancia (Zn ≈ 1 500 Ω) entre el neutro del transformador y tierra... es el esquema IT llamado de neutro impedante. n comportamiento al primer fallo

Id = Uo . 3 Cf . ω. Para 1 km de red a 230/400 V, la tensión de defecto será: Uc = Rb . Id, o sea 0,7 V si Rb = 10 Ω. Esta tensión no es peligrosa, por lo que la instalación puede mantenerse en servicio. Si el neutro está distribuido, la diferencia de potencial del neutro respecto a tierra añade una corriente Icn = Uo Cf ω, e Id = Uo 4 Cf ω (figura 12). o neutro impedante: La corriente del primer defecto es:

d=

U Zeq

1 , siendo

Zeq

=

1 Zn

+ 3j Cf .

La tensión de defecto correspondiente resulta débil, no peligrosa y la instalación puede mantenerse en servicio. Continuar la explotación, sin peligro, es muy importante, pero hace falta: - estar advertido de que hay un defecto,

o neutro aislado:

- buscarlo rápidamente y eliminarlo, antes de que se produzca un segundo defecto.

La corriente de defecto se establece como sigue (valor máximo en caso de defecto franco y neutro no distribuido):

Para responder a esta demanda:

If = Ic1 + Ic2, siendo: Ic1 = j . Cf . ω . V1 3, y Ic2 = j Cf . ω . V2 3, de donde:

- la información «existe un defecto» la da el Controlador Permanente de Aislamiento (CPA) que supervisa todos los conductores activos, incluido el neutro (es obligatorio según la norma NF C 15-100), - la búsqueda se realiza con la ayuda de un localizador de defectos.


f 3 2 1 N

N

CP Controlador permanente de aislamiento (CPA)

Limitador de tensión

f

f

Cf

Cf

Cf

Cf

cn

c1

c2

Ud

Rb f

V1

c2

V2

cn

f V1 3

V2 3

c1

Ud ≈ Rb If V3

Fig. 12: Corriente del primer defecto de aislamiento en el esquema IT.

n Comportamiento con el segundo defecto Cuando aparece un segundo defecto y no se ha eliminado el primero, pueden darse tres situaciones diferentes: o el defecto afecta al mismo conductor activo: no pasa nada y la explotación puede continuar, o el defecto afecta a dos conductores activos diferentes: si todas las masas están interconectadas, el defecto doble es un cortocircuito (a través del CP). El riesgo de electrocución es similar al encontrado con el ECT TN. Las condiciones más desfavorables para los DPCC (Id es la menor posible) se tienen en el caso de que los dos defectos se produzcan en salidas que tengan las mismas características (secciónlongitud) (figura 13). Los DPCC deben de respetar las siguientes relaciones: - si el neutro está distribuido y uno de los dos conductores con defecto es el neutro:

a

0,8 Uo 2Z

- o, si el neutro no está distribuido: a

0,8 Uo 3 2Z

.

Obsérvese que en el caso de que uno de los dos defectos esté sobre el neutro, la corriente de defecto y la tensión de defecto son la mitad que en el esquema TN. Esto ha llevado a que, en este caso, las normas autoricen un tiempo de funcionamiento de los DPCC más largo (figura 14). Como en el ECT TN, la protección por DPCC no es admisible más que con unas longitudes máximas de cable: - si se distribuye el neutro:

Lmáx =

1

0,8 Uo Sfase

2

(1 + m) a


0,8 Uo d 3 2 1 N

N

CP d RCP Rfase

RCP Rfase

Ud

Ud

Ra d

0,8 Uo 2 (RCP + Rfase)

Ud

0,8 Uo 4

Fig. 13: Corriente del 2º defecto en el esquema IT (neutro distribuido) y salidas que tienen la misma sección y longitud. Uo/U (voltios) Uo: tensión fase/neutro U: tensión entre fases

UL = 50 V tiempos de corte (segundos) neutro neutro no distribuido distribuido 0,8 5 0,4 0,8 0,2 0,4 0,1 0,2

127/220 230/400 400/690 580/1 000

UL = 25 V tiempos de corte (segundos) neutro neutro no distribuido distribuido 0,4 1,00 0,2 0,5 0,06 0,2 0,02 0,08

Fig. 14: Tiempos de corte máximos especificados en esquema IT (según CEI 60364 y NF C 15-100, tablas 41B y 48A.)

- si no se distribuye el neutro: Lmáx =

3

0,8 Uo Sfase

2

(1 + m) a

.

Esto a condición de que el neutro esté protegido y que su sección sea igual a la sección de las fases... Precisamente por esto la NF C 15-100 desaconseja distribuir el neutro. o el defecto afecta a dos conductores activos diferentes pero no todas las masas están interconectadas. Para las masas puestas a tierra, individualmente o por grupos, cada circuito o cada grupo de circuitos debe de estar protegido por un DDR.

En efecto, en caso de un defecto de aislamiento a nivel de grupos conectados a dos tomas de tierra diferentes, el comportamiento del ECT, respecto al fallo de aislamiento (Id, Ud), es similar al de un esquema en TT (la corriente de defecto pasa por tierra). La protección de personas contra contactos indirectos queda entonces asegurada de la UL n misma manera , como puede verse Ra en la tabla de la figura 11. Nótese que, cumpliendo los tiempos que dice la norma, puede efectuarse una selectividad cronométrica horizontal para privilegiar la continuidad del servicio en ciertos edificios.


Nota: para proteger una red de BT aislada de la tierra (IT) contra las elevaciones de tensión (cebado en el transformador MT/BT, contacto accidental con una red de tensión más alta, rayo sobre la red de MT), en Francia la norma NF C 15-100 obliga a instalar un limitador de sobretensión entre el punto neutro del transformador MT/BT y la tierra (Rb).

Id

Ud

El lector que desee profundizar en el estudio de los ECT IT puede leer el CT nº 178. En la tabla de la figura 15 se recogen las fórmulas principales que hay que conocer para tener una visión de síntesis de las magnitudes que caracterizan los diferentes ECT, en cuanto a la protección de personas.

L máx

continuidad del servicio

TN

0,8 Uo S fase ρ (1 + m )L

0,8 Uo 1+ m

0,8 Uo S fase ρ (1 + m ) I a

selectividad vertical

TT

Uo Ra + Rb

Uo Ra Ra + Rb

sin limitaciones

selectividad vertical

IT

1er defecto

<1A

Defecto doble con neutro distribuido (fase-neutro)

≤

Defecto doble con neutro no distribuido (entre fases)

≤

1 0,8 Uo Sfase 2 ρ (1 + m ) L 3 0,8 Uo Sfase ρ (1 + m )L 2

<< UL

≤

m 0,8 Uo 2 1+ m

≤

m 3 0,8 Uo 2 1+ m

no actúan las protecciones

1 0,8 Uo Sfase 2 ρ (1 + m ) I a 3 0,8 Uo Sfase 2 ρ (1 + m ) Ia

selectividad vertical y posibilidad de selectividad horizontal en beneficio de las salidas de gran intensidad

Recordemos que: n ρ = 22 x 10 nm=

-6

Ω .mm2 / m para Cu (36 para Al) ;

Sfase SCP

n la sección del CP, generalemente igual a la sección de las fases, puede ser igual a la mitad de la sección de las fases cuando sobrepasan los 35 mm2… lo que aumenta Ud en TN y IT.

Fig. 15: Magnitudes características de los ECT.


3 Los ECT y los riesgos de incendio y de no disponibilidad de la energía

3.1

Riesgo de incendio Se ha demostrado, y después se ha incluido en las normas, que en locales especialmente sensibles, cuando la corriente de defecto sobrepasa los 500 mA, un contacto puntual entre un conductor y una pieza metálica puede provocar un incendio . A título de ejemplo: n locales con riesgo importante: factorías petroquímicas, granjas, n locales con riesgo menor, pero donde las consecuencias pueden ser muy graves: edificios de gran altura con afluencia de público... Con el neutro aislado, el riesgo de «incendio»: n es muy pequeño para el primer defecto, n es tan importante como en TN para el segundo defecto. Para los ECT TT y, sobre todo TN, la corriente de defecto es peligrosa, vista la potencia desarrollada (P = Rd . I2): n en TT: 5 A < Id < 50 A; n en TN: 1 kA < Id < 100 kA.

3.2

La potencia puesta en juego en el punto del defecto, sobre todo en el esquema TN, es considerable y hay que conseguir limitar la energía disipada (∫Rd.i2.dt) actuando con la máxima velocidad y los mínimos valores posibles de corriente. Esta protección, prescrita por la CEI y exigida por las normas francesas (NF C 15-100 § 4822-10), se realiza por medio de DDR instantáneos con un ajuste ≤ 500 mA, sea cual sea el ECT. Cuando los riesgos de incendio son particularmente importantes (fabricación y almacenamiento de materias inflamables, ...), es necesario y hasta obligatorio, utilizar un ECT con las masas a tierra, minimizando naturalmente este riesgo (TT o IT). El TN-C está prohibido en Francia por la NF C 15-100 cuando hay riesgo de incendio (condición BE2) y/o de explosión (condición BE3): si el conductor CP y el neutro son el mismo conductor, no se puede instalar un DDR.

Riesgo de no disponibilidad de la energía Este riesgo es importante para el usuario, porque trae consigo costes por paro de la producción y por reparación que pueden llegar a ser importantes. Es diferente según el ECT escogido. Recordemos que la disponibilidad (D) es una magnitud estática (figura 16) igual a la razón entre dos tiempos: n tiempo durante el cual la red está presente, n tiempo de referencia, igual al tiempo «red presente + red ausente». El tiempo de buen funcionamiento (MUT) depende del estado general de aislamiento de la red. Ahora bien, con el tiempo, el aislante se va degradando con los sobreesfuerzos térmicos y electrodinámicos debidos especialmente a las corrientes de defecto.

El tiempo de fallo (MDT) depende, también él, de la corriente de defecto y especialmente de su intensidad que, según su valor, puede provocar: n un deterioro más o menos importante en receptores y cables..., n incendios, n fallos en el funcionamiento de los equipos de señal o de bajas corrientes y de control y mando. El problema de la disponibilidad de la energía hay que analizarlo para el estudio de cada uno de los esquema de conexión a tierra. El ECT IT requiere un estudio particular, puesto que es el único que permite el no disparo en presencia de un defecto.


MDT

Corte de alimentación por un defecto

MUT

MDT

Corte de alimentación por un defecto Retorno de alimentación

Situación de avería

MUT

MDT

Tiempo

Corte de alimentación por un defecto Retorno de alimentación

Retorno de alimentación

Funcionamiento correcto

MDT = Mean Down Time D = Disponibilidad MUT = Mean Up Time = tiempo medio del fallo: (detección + intervención + = tiempo medio de buen reparación + puesta en funcionamiento marcha) después de la reparación

D=

MUT MDT + MUT

Fig. 16: Disponibilidad de la energía eléctrica.

n El ECT IT Para conservar todas las ventajas que este esquema tiene de no interrumpir la distribución eléctrica al primer fallo, hay que evitar el segundo fallo, que tiene entonces los mismos e importantes riesgos del ECT TN. Para hacer esto, hay que suprimir este primer fallo antes de que pueda aparecer el segundo. El empleo de medios de detección y de localización eficientes por parte de un personal de mantenimiento con capacidad de respuesta reduce muchísimo la probabilidad del «doble fallo». Además existen hoy en día dispositivos de control que permiten seguir continuamente la evolución de los aislamientos de las diferentes salidas y conseguir la predicción del defecto y, por tanto, prever el mantenimiento del primer defecto. De ahí la posibilidad de una disponibilidad máxima de la energía con el ECT IT. n Los ECT TN y TT Hay que hacer referencia a la selectividad en el disparo. En TN, esto se consigue con las protecciones contra cortocircuitos, si el plan de protección de la instalación está bien estudiado (selectividad amperimétrica). En TT, es fácil conseguirla gracias a los DDR que permiten obtener una selectividad amperimétrica y cronométrica.

Recordemos que con el TN, el tiempo de reparación, visto el ∫i2.dt, tiene el peligro de ser más importante que en TT, lo que influye también en la disponibilidad. n Para todos los ECT Es siempre interesante prevenir los defectos de aislamiento, en particular en ciertos motores durante el arranque. Hay que saber que el 20% de las averías de un motor se deben a un defecto de aislamiento, que se pone de manifiesto precisamente al conectarlo a la tensión. En efecto, una pérdida de aislamiento, aunque débil, en un motor caliente que se enfría en un ambiente húmedo (condensación) degenera en un defecto franco al arrancar de nuevo, implicando, por una parte, importantes gastos por la reparación de sus bobinados, y, por otra, una pérdida por el cese de la explotación; y aún puede haber riesgos mayores si se trata de un motor usado para seguridad (motor de una bomba de achique, de incendios, de ventilación...). La prevención de este tipo de incidente se puede conseguir, sea el que sea el ECT, mediante un Control Permanente de Aislamiento que supervise al receptor sin tensión. Así, ante un defecto, se impide el arranque. Como conclusión de este apartado, queda claro que, para una buena disponibilidad de la energía, los ECT se clasifican, por orden de preferencia, en IT, TT, TN.


Nota: Si por imperativos de la continuidad del suministro la instalación tiene un grupo electrógeno o un SAI -Sistema de Alimentación Ininterrumpida (ondulador)- cuando se pasa a la fuente secundaria hay un riesgo de no funcionamiento o de funcionamiento tardío de los DPCC, por Icc menor (figura 17).

ef

Régimen subtransitorio

Régimen transitorio

Alternador con excitación compound o sobreexcitación

3 n

n

Alternador con excitación shunt

0,3 n Aparición del defecto

En TN e IT, para la seguridad de las personas y los bienes, es pues indispensable comprobar que las condiciones de protección se respeten siempre (ajuste del margen de disparo y del tiempo de funcionamiento) sobre todo para las salidas de gran longitud. Si no es así, hay que instalar los DDR.

10 a 20 ms

0,1 a 0,3 s

Fig. 17: Establecimiento de una corriente de cortocircuito en una red alimentada por un grupo de emergencia «diesel/alternador».


4

4.1

Influencia de la MT en la BT, según los ECT

Salvo que se use una alimentación de emergencia sin corte (con aislamiento galvánico) o un transformador BT/BT, Las redes BT están influenciadas por la MT. Esta influencia se produce: n por acoplamiento capacitativo, con la transmisión de sobretensiones desde los arrollamientos de MT a los de BT, n por acoplamiento galvánico, en caso de cebado entre los arrollamientos de MT y de BT, n por impedancia común, si las diversas tomas de tierra están conectadas y con una corriente procedente de la MT que se fuga a tierra.

Todo esto se traduce en perturbaciones en BT, frecuentemente sobretensiones, cuando los fenómenos generadores del incidente en MT son: n el rayo, n las sobretensiones de maniobra, n el cebado interno MT-masa interior en el transformador, n el cebado interno MT-BT en el interior del transformador. Su consecuencia más frecuente es la destrucción de los aislantes de BT, con los riesgos consiguientes de electrocución para las personas y destrucción para el material.

Si la red de MT es aérea, para limitar las consecuencias de una descarga de rayo, directa o indirecta, los suministradores instalan limitadores de sobretensiones ZnO. Colocados en el último poste antes de la estación MT/BT, estos elementos limitan las sobretensiones y derivan la corriente del rayo a tierra (ver los Cuadernos Técnicos nos 151 y 168). Entonces se transmite una onda de rayo, por efecto capacitativo entre los bobinados del transformador a los conductores activos de BT. Ésta puede alcanzar los 10 kV de pico. Aunque es atenuada progresivamente por las capacidades parásitas de la red respecto a

tierra, es prudente colocar también limitadores de sobretensión (pararrayos) de ZnO en el origen de la red de BT, sea el que sea su ECT (figura 18). Igualmente, para evitar un acoplamiento por impedancia común, es prudente no conectar nunca a la toma de tierra del neutro de BT: n ni los limitadores de sobretensión de MT, n ni los pararrayos situados en los tejados de los edificios. En efecto, la corriente de rayo provocaría una subida de potencial del CP y/o del neutro de BT (riesgo de cebado por el retorno) y la pérdida de eficacia de la toma de tierra por vitrificación.

El rayo

125 kV

10 kV

3 N Conexiones cortas 3

3

Fig. 18: Limitación y transmisión de una sobretensión de rayo (hay sobretensiones en modo común entre fases, esté o no el neutro a tierra).


4.2

Las sobretensiones de maniobra Cierto aparellaje de MT (por ejemplo, los interruptores automáticos de vacío) provocan, durante su maniobra, importantes sobretensiones (Cuaderno Técnico nº 143). Al revés que el caso del rayo, que es una perturbación en modo común (entre red y tierra), estas sobretensiones son, en BT,

4.3

perturbaciones de modo diferencial (entre conductores activos). Éstas se transmiten a la red de BT por acoplamiento capacitativo y magnético. Como todo fenómeno de modo diferencial, las sobretensiones de maniobra no interfieren, o muy poco, con los ECT, sean los que sean.

Cebado MT-masa interna en un transformador Cuando se produce un cebado interno MT-masa interna del transformador y cuando la masa del transformador y el neutro de la instalación BT están conectados a una misma toma de tierra, la aparición de una corriente «homopolar» MT (cuya intensidad es función del ECT-MT) puede llevar la masa del transformador y el neutro de la instalación BT a un potencial peligroso. En efecto, el valor de la toma de tierra del transformador condiciona directamente la tensión de contacto en el centro de transformación: Ut ≤ Rp IhMT, y la tensión de perforación dieléctrica de los materiales de BT de la estación: Utp = Rp IhMT (si la tierra del neutro BT está separada de las otras tierras del centro de transformación). La toma de tierra del centro de transformación y la del neutro de BT no están normalmente unidas. Si lo están, hay que poner un límite al valor de la toma de tierra común, para evitar una subida de potencial de la red BT respecto

a la tierra profunda. La figura 19 da los valores de la toma de tierra común para los valores de IhMT de las redes públicas francesas; el lector interesado puede consultar la norma CEI 60384-4-442, que explicita los riesgos en función de los ECT de BT. Siempre para las redes públicas (excepto en Australia y USA, donde la corriente de defecto puede ser muy elevada) los valores encontrados van de los 10 A en Irlanda (una impedancia compensa la corriente capacitativa) a los 1 000 A en Francia (redes subterráneas) y en Gran Bretaña. Las redes de MT industriales se explotan generalmente en IT impedante, teniendo una corriente homopolar IhMT de algunas decenas de amperio (Cuaderno Técnico n° 62). El valor máximo permitido de la toma de tierra depende de las condiciones de equipotencialidad de las masas de la red de BT y, por tanto, de su ECT.


Resistencia máxima de la toma de tierra de las masas del centro de transformación RP (Ω )

esquema (1)

Sin valor prescrito, pero los valores siguientes permiten evitar la subida de tensión en el conjunto IhMT (A) RPAB (Ω) 300 3 a 20 1 000 1 a 10

Z

TNR o ITR

RPAB

IhMT (A)

RPB (Ω)

300 1 000

3 1

Utp (kV) IhMT (A) 300 1 000

2 4 RP (Ω) 4 8 1 3

Z

TTN o ITN

Ra

RPB

10 20 10

Z

RP Z:

Rb

TTS o ITS

Ra

conexión directa en los esquemas TN y TT. conexión impedante o aislada en los esquemas IT, usando un explosor.

Ih MT : intensidad máxima de la corriente del primer defecto monofásico a tierra de la red de AT que alimenta un centro de transformación. Utp: tensión de rigidez dieléctrica, a la frecuencia industrial, de los materiales de BT del centro de transformación (1)

La tercera letra de los ECT significa, según NF C-13100 que : n todas las masas están interconectadas (en francés: Reliées): R; n la masa del centro de transformación está conectada a la del Neutro: N ; n las tomas de tierra están Separadas: S.

Fig. 19: Resistencia máxima de la toma de tierra de las masas del centro de transformación en función del esquema de conexión a tierra de la red.


4.4

Cebado MT-BT en el interior de un transformador Si se produce una descarga MT-BT en el seno del transformador, para evitar que el valor de la tensión a tierra de la red BT se eleve hasta el valor de la tensión simple de la red MT, hay que conectar la red BT a tierra. Un defecto así tiene estas consecuencias: n en TN Toda la red de BT, incluido el CP, queda sometida a la tensión IhMT . RPAB o RAB. Si esta tensión sobrepasa la rigidez dieléctrica de la red BT, (en la práctica del orden de 1 500 V) se pueden producir descargas en BT si la equipotencialidad de todas las masas de los bastidores, tanto las eléctricas como las restantes, no es total; n en TT Cuando las masas de los receptores están al potencial de la tierra profunda, toda la red de BT queda sometida a IhMT. RPAB o RB, con lo que hay riesgo de descargas «por corriente de retorno» en los receptores, si la tensión desarrollada en RPB o Rb sobrepasa su rigidez dieléctrica; n en IT Cuando se alcanza su tensión de cebado, los explosores o autoválvulas (llamados en Francia limitadores de sobretensión) se ponen en cortocircuito, convirtiéndose entonces la red IT en una TN (o TT si hay varias tomas de tierra de utilización).

h

En todos los casos, las descargas MT/BT ocasionan contratiempos que pueden ser graves para la instalación y para los receptores BT, si el valor de la toma de tierra del neutro BT no está controlado. El lector interesado puede consultar la CEI 60364 que explicita los riesgos en función del ECT. El ejemplo de la distribución pública, aérea en Francia, da una respuesta a una situación en la que están presentes los riesgos de caída de rayo, de sobretensiones de maniobra, de descargas MT-masa del transformador y MT-BT (figura 20). Esto demuestra que no es indispensable la equipotencialidad de toda la distribución (todas las masas MT, los neutros y las masas de utilización conectadas): cada riesgo se trata separadamente. En este capítulo se ha descrito la influencia de la red MT, deduciéndose: n la importancia del empleo de limitadores de sobretensión en el origen de la instalación BT, sea el que sea el ECT, y esto si la alimentación MT y, todavía más la de BT, es aérea; n que el hecho de conectar la toma de tierra del centro de transformador con la toma de tierra del neutro BT, incluso con las masas de utilización, provoca esfuerzos variables sobre la red BT en función del ECT MT (valor de Ih).

3

300 A

N

Contador

Limitador de sobretensiones 30 m

DDR

8m

8m

CP Punto de puesta a tierra

Rp < 50

Rb < 4

Ra < 100

Fig. 20: Distribución pública aérea rural en Francia.


5

Aparellaje dependiente de la elección del ECT

La elección de un ECT tiene consecuencias en términos de seguridad (en sentido amplio), pero también en cuanto a la instalación, especialmente en lo que se refiere al aparellaje a instalar.

5.1

ECT-TN: «puesta a neutro» En este esquema, este aparellaje lo constituyen los DPCC (interruptores automáticos y fusibles) que aseguran en general la protección contra los defectos de aislamiento, con un disparo automático conforme a un tiempo máximo de corte especificado (función de la tensión simple Uo: figura 9). n Con interruptor automático La actuación del interruptor automático se produce según un margen de funcionamiento determinado por el tipo de relé (figura 21). En cuanto la corriente de defecto sobrepasa el umbral de disparo de la protección contra cortocircuito (generalmente instantánea), se produce una apertura en un tiempo netamente inferior al tiempo de corte máximo especificado, por ejemplo 5 s para los circuitos de distribución (norma NF C 15-100 § 413-1-34) y de 0,4 s para los circuitos finales. Cuando la impedancia de la fuente y de los cables tiene un valor elevado, hay que utilizar relés de margen bajo, y si no, asociar unos DDR a los DPCC. Estos DDR pueden tener relés diferenciales separados o asociados a los interruptores automáticos (con lo que serán: interruptores automáticos diferenciales) de baja sensibilidad. Su sensibilidad debe de ser: Aparato Doméstico (EN 60 898)

I∆n <

0,8 U0 . R f + R CP

Al emplear un DDR se tiene la ventaja de que no es necesario comprobar la impedancia del bucle, ventaja particularmente interesante cuando la instalación se modifica o se amplía. Esta última solución no es evidentemente aplicable con el ECT tipo TN-C (puesto que el CP coincide con el del neutro). n Con fusibles Los fusibles empleados para la protección contra cortocircuitos son del tipo gG, y sus características tiempo/corriente (figura 22) están definidas por las normas (fusibles domésticos, CEI 60241; fusibles industriales, CEI 60269). Hay que verificar la adecuación con los tiempos de corte máximo especificado, impuestos como consecuencia de una verificación individual de los calibres previstos para cada protección. Si no hay adecuación, hay que, o bien disminuir la impedancia del bucle de defecto (aumentando la sección), o bien cambiar el fusible por un interruptor automático de margen bajo o por un interruptor automático diferencial.

tipo de relé B C D G (margen bajo) D MA (para arranque de motores)

Industrial (CEI 60947-2)

margen de funcionamiento 3 In ≤ Ia ≤ 5 In 5 In ≤ Ia ≤ 10 In 10 In ≤ Ia ≤ 20 In 2 In ≤ Ia ≤ 5 In 5 In ≤ Ia ≤ 10 In 6,3 In ≤ Ia ≤ 12,5 In

Fig. 21: Corriente de disparo (magnético o de corto retardo) de los interruptores automáticos BT.

In gG (A)

Imín. 10 s

Imáx. 5 s

Imín. 0,1 s

63 80 100

160 215 290

320 425 580

450 610 820

Imáx. 0,1 s 820 110 1450

Fig. 22: Ejemplo de los límites del margen de funcionamiento de los fusibles (según CEI 60269 § 5-6-3).


5.2

ECT-TT: «neutro a tierra» Este esquema, como la corriente de defecto es muy débil (capítulo anterior), no permite a los DPCC asegurar la protección de las personas contra contactos indirectos. Es necesario emplear DDR (figura 23 y 24) asociados a los interruptores automáticos o a los interruptores (ver CEI 60364 § 413.1.4.2 y NF C 15-100). Estos dispositivos deben de cumplir una serie de normas, en especial: n CEI 60 755: reglas generales, n CEI 61 008: interruptores automáticos «domésticos», n CEI 61 009: DPCC diferenciales «domésticos»,

n CEI 60947-2: interruptores automáticos diferenciales «industriales». Su instalación debe de cumplir los siguientes objetivos: n de protección de personas: o sensibilidad I∆n ≤ UL/Ra, o tiempo de corte ≤ 1 s, n de continuidad del servicio, con umbrales y temporizaciones que permitan la selectividad amperimétrica y cronométrica, n de protección contra incendios, con I∆n ≤ 500 mA.

Actuador Temporización Umbral Adaptador 0

Fig. 23: Bloque vigi de Compact NS.

5.3

Fig. 24: Esquema funcional de un DDR.

ECT-IT: «neutro aislado» Recordemos que en caso de defecto doble, la seguridad de las personas queda asegurada por los DPCC. Durante el primer defecto de aislamiento, el cálculo nos muestra que no hay peligro (tensión de contacto muy inferior a la tensión límite de seguridad). Por tanto, la desconexión automática no es obligatoria: es la ventaja esencial de este esquema. Para conservar esta ventaja, las normas recomiendan (CEI 60364 - § 413. 1. 5.4) u obligan (NF C 15-100) a la instalación de un Controlador Permanente de Aislamiento –CPA– y la búsqueda del primer defecto. En efecto, si aparece un segundo defecto, el corte automático es imprescindible, porque hay riesgo de electrocución, actuando entonces los DPCC, eventualmente completados con DDR. La búsqueda del primer defecto para su reparación (mantenimiento curativo) se facilita

muchísimo empleando dispositivos de localización de defectos –DLD–. También es posible efectuar un mantenimiento predictivo, basado en el seguimiento (registro) de las variaciones de impedancias de aislamiento de cada circuito. Las redes BT, explotadas según el esquema IT y que tienen su origen en un transformador MT/BT, deben de estar protegidas contra los riesgos de defecto de aislamiento entre la MT y la BT por un «limitador de sobretensión». Por último, para fijar el potencial de la red de BT respecto a tierra, (red corta alimentada por un transformador MT/BT) y evitar el riesgo de ferrorresonancia, se puede instalar una impedancia entre el neutro del transformador y tierra. Su valor, que a 50 Hz es del orden de 1 500 Ω, es muy elevado en cc y en muy baja frecuencia, para no interferir en la medida de aislamiento y en la búsqueda de defectos.


n Principio de funcionamiento de los CPA Un defecto en un circuito se convierte, a nivel de la red, en una pérdida de aislamiento, o más exactamente, en una disminución de la resistencia de la red respecto a tierra. En Francia, los CPA y los DPD deben de cumplir la norma de fabricación UTE 63080. Los CPA tienen por tanto como misión supervisar esta resistencia. En general, trabajan midiendo el valor de una corriente, alterna o continua, que inyectan entre la red y tierra (figura 25). La inyección de corriente continua permite conocer permanentemente la resistencia de aislamiento de la red. Si ésta baja por debajo de un valor preestablecido, el CPA señala el defecto. La inyección de corriente alterna de baja frecuencia (de algunos Hz) permite controlar la resistencia de defecto, pero con una distorsión debida a la presencia de capacidades de fuga de la red. Este inconveniente menor, vista la frecuencia de inyección, queda compensado con la ventaja de la capacidad de búsqueda del primer defecto (con un solo dispositivo de inyección). Actualmente existen aparatos de inyección de corriente de BF capaces de indicar separadamente la resistencia y la reactancia de aislamiento de la red. Su técnica permite además la búsqueda del primer defecto sin abrir los circuitos y sin molestias debidas a salidas muy capacitativas.

n Principio de funcionamiento de los DLD La solución más frecuente consiste en inyectar una corriente identificable (de frecuencia diferente a la de la red). El generador puede ser el CPA. Unos cuantos captadores magnéticos (transformadores toroidales y/o pinzas amperimétricas), con un amplificador adecuado a la frecuencia de la corriente inyectada, siguen el recorrido hasta el punto del defecto (figura 26).

N

Z

Corriente de medida del aislamiento (Rd) Impedancia ( 100 k en 50 Hz ; baja impedancia a BF) Umbral temporización alarma Medida

Generador de corriente BF CP

Fig. 25: Esquema funcional de un controlador permanente de aislamiento (CPA).

Generador BF CP CP

Fig. 26: Localización del defecto de aislamiento siguiendo el trayecto de una corriente de baja frecuencia inyectada al principio de la instalación.


Por último, se usa otra solución, consistente en comparar, permanentemente y para cada salida, el valor de su resistencia con un valor definido y programable. Esta última solución, utilizada en medios informáticos, permite a la vez , tanto local como remotamente: o señalizar el primer defecto (CPA), o después indicar su localización (DLD) para su reparación (mantenimiento curativo) (figura 27), o y conocer la evolución, en el tiempo, del aislamiento, salida a salida, para poder intervenir en aquéllas cuyo aislamiento baja anormalmente (mantenimiento predictivo). n Limitadores de sobretensión (NF C 63-150) Se conectan entre un conductor activo (fase o neutro) de la instalación y tierra. Su tensión de cebado Ue debe por tanto adaptarse a la instalación prevista; así, para redes de 230/ 400 V, 50 Hz, existen dos modelos: o 250 V, para conectarlo al neutro (400 V < Ue ≤ 750 V), o 400 V, para conectarlo a una fase (700 V < Ue ≤ 1 100 V). Su misión es doble: o limitar la tensión en la red de BT durante una descarga MT/BT en el transformador de

distribución; en este caso, el limitador debe de derivar a tierra la corriente «residual» de la red de MT, y o limitar las sobretensiones de rayo. De ahí sus características, por ejemplo, para el modelo de 250 V, que son: - Un: 250 V, - Ucebado a 50 Hz: mínimo 400 V, máximo 750 V, - Ucebado según la onda 1,2/50 µs: û < 1 570 V, - îrayo: 20 veces 2 500 A (onda 8/20 µs) sin cortocircuitarse, - î50 Hz: 20 000 A / 0,2 s, 5 000 A / 5 s, 1 200 A / 2 min. Esta resistencia a la corriente de cresta (î50 Hz) es muy superior al valor de la corriente «residual» de la red de MT. Esto se explica por el hecho de que un limitador que se ha «cebado» con una sobretensión muy fuerte, puede quedar cortocircuitado; aún así, debe de ser capaz de soportar una corriente de cortocircuito de BT que se produzca a continuación de un primer defecto de aislamiento en la red protegida. Los limitadores que se comercializan con la marca Merlin Gerin pueden soportar 40 kA/0,2 s.

CP CP

Bus «tensión de búsqueda» El paso por los conductores de la corriente de búsqueda se detecta con los captadores magnéticos (toroides). Cada receptor, que tiene su amplificador selectivo (ajustado a la frecuencia y fase de la corriente de búsqueda) calcula la resistencia y la capacidad del circuito (con la tensión y la fase que tiene como referencia en el bus) e indica la presencia de un defecto.

Fig. 27: Principio de funcionamiento de un DLD para la medida de la impedancia en BF.


5.4

Protección del neutro, según el ECT El neutro debe de cortarse con un dispositivo de corte omnipolar: n en régimen TT y TN, si la sección del neutro es inferior a la de las fases, n en distribución final, puesto que frecuentemente se intercambian neutro y fase entre sí. El neutro debe de estar protegido y cortarse: n en régimen IT, por la actuación de la protección de doble defecto, pues uno de los defectos puede estar sobre el neutro, n en régimen TT y TN-S, si la sección del neutro es inferior a la de las fases,

n cualquiera que sea el ECT, si la instalación genera corrientes armónicas de terder orden y sus múltiplos (sobre todo, si la sección del neutro es reducida). En TN-C el neutro, que es también el CP, no puede cortarse, puesto que resultaría peligroso por sus variaciones de potencial, debidas a las corrientes de carga y a las corrientes de defecto de aislamiento. Para evitar riesgos, es necesario tener, para cada zona/abonado, una equipotencialidad local y una toma de tierra. La figura 28 muestra cuáles son los tipos de interruptores automáticos utilizados en función del ECT. Hay que destacar que los ECT TT y TN pueden utilizar los mismos aparatos (con bloque diferencial, además, en el TT).


Circuitos Circuitos monofásicos Circuitos monofásicos con protección unipolar

I> N

I> I>

I>

2

I>

3

I>

I>

2

I>

3

I>

no

sí

sí

no

no

sí

sí

sí

sí

sí

sí

sí

no

sí

sí

no

sí

sí

sí

no

no

sí

sí

sí

Interruptor automático tripolar

Circuito trifásico con neutro Sin detección de sobreintensidad en el neutro 1

IT

Interruptor automático bipolar (con 2 polos protegidos)

Circuitos trifásicos sin neutro Con protección bipolar 1

TT

Interruptor automático bipolar (1 polo protegido, 2 polos cortados)

Circuitos monofásicos con protección bipolar

N

Esquemas TN-C TN-S

Interruptor automático tetrapolar (con 3 polos protegidos)

N

1

I>

2

I>

3

I>

Interreuptor automático tripolar

N

Con detección de sobreintensidad en el neutro 1

I>

2

I>

3

I>

N

I>

Interruptor tetrapolar (con 4 polos protegidos)

Fig. 28: Empleo de los interruptores automáticos según los ECT.


6

Elección del ECT y conclusión

Los tres ECT mundialmente utilizados y normalizados por la CEI 60364 tienen como objetivo común la búsqueda de la mayor seguridad posible. En el terreno de la protección de personas, los tres regímenes son equivalentes, si se respetan todas las reglas de instalación y utilización. Dadas las características específicas de cada régimen, no puede hacerse una elección apriorística. Esta elección debe de ser el resultado de un acuerdo entre el usuario y el diseñador de la red (oficina técnica del instalador...), sobre:

6.1

n las características de la instalación, n las condiciones e imperativos de explotación. Es ilusorio querer utilizar una red con neutro aislado en una parte de una instalación que, por naturaleza, tiene un mal nivel de aislamiento (sólo algunos miles de ohms): instalaciones viejas, muy extensas, con líneas a la intemperie... Del mismo modo sería incongruente elegir una explotación con puesta al neutro en una industria donde son esenciales la continuidad del servicio o la productividad, e importante el riesgo de incendio.

Método para elegir el ECT n Antes de empezar no hay que olvidar que pueden coexistir los tres ECT en una misma instalación eléctrica, lo que es una garantía de poder obtener la mejor respuesta a las necesidades de seguridad y de disponibilidad. n Además, hay que asegurarse que la elección no venga ya recomendada o impuesta por las normas o la legislación (Decretos y Reglamentos de los Ministerios). n Después, se tiene que escuchar al usuario o cliente para conocer sus exigencias y sus medios: o necesidad de continuidad en el servicio, o servicio atenido o no, o riesgo de incendio. Generalizando: o para la continuidad en el servicio y servicio atendido: la solución es el IT, o para la continuidad en el servicio y servicio no atendido: ninguna solución es totalmente satisfactoria: preferir el TT con el que la selectividad al disparo es más fácil de instalar y que minimiza los daños respecto al TN. Las ampliaciones son fáciles de hacer (sin cálculos).

o continuidad en el servicio no obligatoria y servicio de mantenimiento competente: preferir el TN-S (reparación y extensiones rápidas y ejecutadas según las normas), o continuidad en el servicio no obligatoria y sin servicio de mantenimiento: preferir el TT, o riesgo de incendio: IT si hay servicio de mantenimiento y se emplea DDR de 0,5 A, o TT. n tener en cuenta la especificidad de la red o de los receptores: o redes muy extensas o con una gran corriente de fuga: preferir el TN-S, o utilización de alimentaciones de emergencia y de socorro: preferir el TT, o receptores sensibles a grandes corrientes de defecto (motores): preferir el TT o el IT, o receptores con bajo aislamiento natural (hornos) o con filtros de HF importantes (grandes ordenadores): preferir el TN-S, o alimentación de sistemas de mando y control: preferir el IT (continuidad en el servicio) o el TT (mejor equipotencialidad de los aparatos de comunicaciones).


6.2

Conclusiones Con un sólo ECT, en la mayoría de los casos, no existe la solución ideal, por lo que es conveniente, en muchos casos, usar varios ECT en una misma instalación. En general, es preferible una instalación en «rastrillo» (en la que se distinguen bien los servicios preferentes y los no preferentes, en la que se utilizan fuentes de emergencia o socorro, o alimentaciones sin interrupción) que una instalación monolítica en árbol.

7

El objeto de este Cuaderno Técnico era perfeccionar los conocimientos sobre los ECT; esperamos que esto permita optimizar la seguridad de las instalaciones. El Cuaderno Técnico nº 173, que aclara y explica el empleo de los ECT en el mundo y su evolución, será útil para completar vuestra información. Señalemos por último que la Guía de la Instalación Eléctrica, realizada en 1991 por Merlin Gerin, puede ser de gran utilidad para la puesta en práctica de los ECT.

Bibliografía Normas y decretos n CEI 60 241: Cortacircuitos fusibles para usos domésticos y similares. n CEI 60 269: Fusibles baja tensión. n CEI 60 364: Instalaciones eléctricas en edificios. n CEI 60 479: Efectos del paso de la corriente por el cuerpo humano. n CEI 60 755: Reglas generales para dispositivos de protección de corriente diferencial residual. n CEI 60 947-2: Aparellaje para baja tensión 2ª parte: Interruptores automáticos. n NFC 15-100: Instalaciones eléctricas de baja tensión. n NFC 63-150: Limitadores de sobretensión: normas. n NFC 63-080: Dispositivos de control permanente de aislamiento y dispositivos asociados de localización de defectos. n Decreto francés de 14.11.88 Cuadernos Técnicos n Puesta a tierra del neutro en una red industrial de AT. CT n° 62. F. SAUTRIAU n Los dispositivos diferenciales residuales. CT n° 114. R. CALVAS n Protección de personas y alimentaciones sin corte. CT n° 129. J. N. FIORINA

n Las perturbaciones eléctricas en BT. CT n° 141. R. CALVAS. n Interruptor automático con SF6 Fluarc y protección de motores de MT. CT n° 143. J. HENNEBERT y D. GIBBS. n Introducción al diseño de la seguridad. CT n° 144. P. BONNEFOI. n Sobretensiones y coordinación del aislamiento. CT n° 151. D. FULCHIRON. n El rayo y las instalaciones eléctricas AT. CT n° 168. B. DE METZ NOBLAT. n Los esquemas de conexión a tierra en el mundo y su evolución. CT n° 173. B. LACROIX y R. CALVAS. n Conocimiento y empleo de los ECT con neutro aislado. CT n° 178. E. TISON y I. HERITIER. Publicaciones diversas n Guía de la instalación eléctrica (parte G). Ed. FRANCE IMPRESSION CONSEIL 1991. n Guía de ingeniería eléctrica. Ed. ELECTRA 1986. n Electrical Review. Nov-1991 - oct-1992. n La protección diferencial. Cuaderno Técnico J3E - 02/90.


Cuaderno Técnico nº 178 El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra BT

François JULLIEN Isabelle HERITIER

La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedades electrotécnicas y electrónicas. Están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen una información específica o más amplia, que complemente la de los catálogos, guías de producto o noticias técnicas.

Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones, los sistemas y equipos eléctricos. Cada uno trata en profundidad un tema concreto del campo de las redes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales.

Puede accederse a estas publicaciones en Internet: http://www.schneiderelectric.es

Igualmente pueden solicitarse ejemplares en cualquier delegación comercial de Schneider Electric España S.A. o bien dirigirse a:

Centro de Formación Schneider C/ Miquel i Badia, 8 bajos 08024 Barcelona

Telf. (93) 285 35 80 Fax: (93) 219 64 40 e-mail: [email protected]

La colección de Cuadernos Técnicos forma parte de la «Biblioteca Técnica» de Schneider Electric España S.A.

Advertencia

Los autores declinan toda responsabilidad derivada de la incorrecta utilización de las informaciones y esquemas reproducidos en la presente obra y no serán responsables de eventuales errores u omisiones, ni de las consecuencias de la aplicación de las informaciones o esquemas contenidos en la presente edición.

La reproducción total o parcial de este Cuaderno Técnico está autorizada haciendo la mención obligatoria: «Reproducción del Cuaderno Técnico nº 178 de Schneider Electric».

Cuaderno Técnico no 178 El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra en BT

François JULLIEN Trabaja desde 1987 en la actividad Baja Tensión del Grupo Schneider. Diplomado ingeniero en 1996 por el Conservatoire National des Arts et Métiers, pasa a ser responsable del equipo técnico electrónico en la actividad Baja Tensión de Potencia, con una especial dedicación a seguir desarrollando la gama de los sistemas Vigilohm para el control del aislamiento de las redes eléctricas y la búsqueda de defectos de aislamiento.

Isabelle HERITIER Diplomada en ingeniería por el ENSERG (Ecole Nationale Supérieure d’Electronique et de Radioélectricité de Grenoble), entró en Merlin Gerin en 1989. Sucesivamente ha sido responsable del desarrollo de un sistema de control de aislamiento para la Marine Nationale, después ingeniero de apoyo de la fuerza de venta, y finalmente jefe de producto de la gama de relés diferenciales, controladores de aislamiento y aparatos comunicantes. Actualmente es gerente de producto de los interruptores automáticos BT de 100 a 600 A.

Trad.: J.M. Giró Original francés: diciembre 1998 Versión española: mayo 2001

Terminología

C1 para la fase 1, C2 para la fase 2 y C3 para la fase 3: Componentes capacitativas de la impedancia a tierra de cada fase.

R1 para la fase 1, R2 para la fase 2 y R3 para la fase 3: Componentes resistivas de la impedancia a tierra de cada fase.

CP (en terminología anglosajona PE): Conductor de protección (nota del traductor).

Ra: Resistencia del conductor activo (fase o neutro) del circuito en el que se produce el defecto.

CR: Capacidad global de la red (capacidades de fuga de los cables y de los posibles filtros). DDR: Dispositivo de corriente Diferencial Residual. DPCC: Dispositivo de Protección Contra Cortocircuitos.

IC: Corriente capacitativa. Id: Corriente de defecto que circula por la resistencia de la toma de tierra RA de la masa de utilización.

Ifu: Corriente de fusión del fusible en un tiempo

RA: Resistencia de la toma de tierra de las masas de utilización. RB: Resistencia de la toma de tierra del neutro. RCP: Resistencia del conductor de protección. Rd: Resistencia de defecto. Sa: Sección del conductor activo. SCP: Sección del conductor de protección. UC: Tensión de contacto entre la masa de un aparato con defecto y otra masa o tierra.

máximo dado por las normas.

U0: Tensión simple, neutro-fase.

Im: Corriente de disparo (umbral) de corto retardo (magnético o electrónico) de un interruptor automático.

UL: Tensión límite de seguridad (24 V), que no se ha de sobrepasar, entre la masa de un aparato y otra masa o tierra.

IN: Corriente capacitativa que recorre la conexión entre neutro y tierra, especialmente a través de una impedancia ZN, cuando existe.

Un: Tensión nominal o tensión compuesta, fasefase (U1, U2, U3), igual a 3 . U0 de un circuito eléctrico trifásico.

JdB: Juego de Barras.

Ur: Tensión de red.

L: Longitud de los circuitos defectuosos.

ZN: Impedancia adicional conectada entre el punto neutro de una red en esquema de conexión a tierra IT y tierra.

m: Razón entre las secciones del conductor activo y la sección del conductor de protección (Sa / SCP).

ρ : Resistividad del cobre.

ZR: Impedancia global de una red respecto a tierra, compuesta por los elementos capacitativos C1, C2, C3 y resistivos R1, R2, R3.


El esquema IT (neutro aislado) de los esquemas de conexión a tierra en BT Todos los esquemas de conexión a tierra –ECT– ofrecen el mismo grado de seguridad a los usuarios, pero tienen características diferentes de explotación. Por este motivo, en ciertos países, la elección viene impuesta por las leyes y normativas según el tipo de edificio. Por ejemplo, en Francia (y también en España) el esquema IT es obligatorio en los quirófanos de los hospitales y el TN-C está prohibido en los locales con riesgo de explosión. Aparte de estas obligaciones, son los objetivos de calidad (seguridad, disponibilidad, fiabilidad, mantenibilidad y buen funcionamiento de los sistemas comunicantes de baja corriente) los que permiten determinar el ECT que hay que utilizar en una instalación concreta. El objetivo de este Cuaderno Técnico es mostrar la utilidad y el campo de aplicación del ECT IT. Después de un rápida presentación del riesgo eléctrico y de los diferentes ECT, se estudia, ante todo, el primer defecto y después el defecto doble, concretamente referidos al esquema IT, indicando las ventajas e inconvenientes de este ECT. Este Cuaderno Técnico trata también la actuación del limitador de sobretensión (CPA) ante los diversos tipos de sobretensiones que pueden presentarse. Acaba este Cuaderno Técnico con una tabla de comparación y elección de todos los ECT a partir de los criterios de seguridad, disponibilidad, compatibilidad electromagnética y exigencias profesionales de los usuarios.

1 Introducción

2 El primer defecto de aislamiento en el esquema IT

1.1 La protección de personas contra contactos eléctricos

p.

6

1.2 Los diferentes ECT normalizados

p.

6

1.3 Elección de un ECT

p.

9

1.4 Naturaleza del aislamiento

p.

9

1.5 Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante

p.

10

2.1 Cálculo de las corrientes de defecto y de la tensión de contacto con un primer defecto

p.

11

2.2 Los controladores permanentes de aislamiento: historia y principios

p.

14

2.3 La búsqueda del primer defecto de aislamiento

p.

16

3 El segundo defecto de aislamiento 3.1 Análisis del doble defecto de aislamiento en el esquema IT 3.2 Eliminación del doble defecto de aislamiento

p.

18

p.

20

4 Características especiales en el esquema IT

4.1 Sobretensiones en el esquema IT

p.

22

4.2 Los limitadores de sobretensión

p.

24

4.3 ¿Por qué utilizar una impedancia?

p.

25

5 Ventajas e inconvenientes del esquema IT en BT

6 Conclusión

7 Bibliografía

5.1 Una mayor disponibilidad

p.

26

5.2 Mayor seguridad frente al riesgo de incendio

p.

26

5.3 Medios de paro en los circuitos de mando y control

p.

27

5.4 Límites y precauciones de empleo del esquema IT

p.

27

6.1 La disponibilidad: una necesidad creciente que hay que satisfacer

p.

31

6.2 El esquema IT encuentra su verdadero emplazamiento

p.

31

6.3 Ventajas de una mayor seguridad

p.

32

6.4 En resumen

p.

32

p.

33


1

Introducción

1.1

La protección de personas contra contactos eléctricos El uso de muy bajas tensiones de seguridad – MBTS – (< 25 V) es la solución más radical, puesto que elimina el riesgo eléctrico, pero sólo se puede aplicar en la distribución de pequeñas potencias. En el uso normal de la electricidad, diversos estudios han permitido distinguir los choques eléctricos según su origen para, después poder aplicarles soluciones específicas. Los contactos o choques eléctricos se originan de dos modos diferentes: n o por contacto directo, que es el caso de una persona o animal que toca un conductor desnudo con tensión, n o por contacto indirecto, que es el caso de una persona que toca la envolvente metálica de un receptor eléctrico que tiene un defecto de aislamiento.

Protección contra contactos directos La medidas de protección para protegerse contra los contactos directos son el aislamiento y la separación o distanciamiento. Estas medidas pueden reforzarse, en distribución final, mediante la protección, llamada complementaria, que aporta la instalación de Dispositivos Diferenciales de corriente Residual –DDR– de alta sensibilidad. Protección contra contactos indirectos Por lo que se refiere a la protección contra los contactos indirectos, es decir, los contactos entre una masa puesta accidentalmente bajo tensión y tierra, la solución consiste en conectar a tierra todas las masas de los receptores mediante los conductores de protección. Pero esta disposición no excluye la existencia de una tensión de contacto, peligrosa para las personas si es mayor que la tensión límite convencional de seguridad UL, definida por la norma CEI 60479. Esta tensión de contacto depende de los Esquemas de Conexión a Tierra –ECT– normalizados a nivel internacional (CEI 60364).

1.2

Los diferentes ECT normalizados Los tres ECT normalizados a nivel internacional (CEI 60 364) están actualmente recogidos en gran número de normas nacionales: en Francia, por la norma de instalación BT NF C 15 -100; en España, en el REBT (MIBT - 008). Sin embargo, conviene recordar aquí de forma resumida el principio de funcionamiento de estas protecciones, antes de entrar detalladamente en el esquema IT.

o un único y mismo conductor sirve de neutro y de conductor de protección: es el esquema TN-C, o el neutro y el conductor de protección están diferenciados físicamente: es el esquema TN-S,

n Principio

o y se puede usar también la coexistencia simultánea de estos esquemas, llamado esquema TN-C-S, consistente en que el neutro y el conductor de protección están separados aguas abajo de una parte de una instalación hecha en TN-C. Hay que indicar que el TN-S no puede estar aguas arriba del TN-C.

o el neutro del transformador se conecta a tierra,

n Funcionamiento (figura 1)

o las masas de los receptores eléctricos están conectadas al neutro.

Un defecto de aislamiento en una fase se convierte en un cortocircuito y la parte de la instalación con defecto se desconecta mediante un Dispositivo de Protección Contra Cortocircuitos –DPCC–.

El esquema TN

Este tipo de ECT permite tres configuraciones prácticas diferentes:


a)

b)

d

d

N

N

CPN CP

DPCC

Ud

Rd

DPCC

Rd

Ud

RB

RB

Id 1 2 3 N

c) N CPN

CP CP

Ud

DPCC

Rd

RB

Fig. 1: Defecto de aislamiento en una red explotada en TN-C (a), TN-S (b) y TN-C-S (c).

El esquema TT

Id

DDR

n Principio o el neutro del transformador está conectado a tierra,

N

o las masas de los receptores eléctricos están también conectadas a una toma de tierra. n Funcionamiento (figura 2) La corriente de defecto de aislamiento está limitada por la impedancia de las tomas de tierra. La protección queda asegurada por los dispositivos de corriente residual –DDR –: la zona con defecto se desconecta en cuanto la corriente de defecto sobrepasa el umbral de disparo I∆n del DDR colocado aguas arriba, de tal manera que I∆n. RB ≤ UL. El esquema IT n Su principio o el neutro del transformador no está conectado a tierra. En teoría está aislado de la tierra. De hecho, está naturalmente conectado a tierra a través de las capacidades parásitas de los cables de la red y/o voluntariamente mediante una impedancia de valor elevado, aproximadamente unos 1500 Ω (neutro impedante),

Ud RB

Rd

RA

Fig. 2: Defecto de aislamiento en una red explotada en TT.

o las masas de los receptores eléctricos están conectadas a tierra. n Funcionamiento o si se produce un defecto de aislamiento, se desarrolla una pequeña corriente debido a las capacidades parásitas de la red (figura 3a).


interconecta. La protección queda asegurada por los DPCC (caso de masas interconectadas mediante el CP) o por los DDR (caso de masas que tengan tomas de tierra distintas).

La tensión de contacto que aparece en la toma de tierra de las masas (más o menos de algunos voltios) no representa ningún peligro, o si se presenta un segundo defecto de aislamiento en otra fase, cuando todavía no ha sido eliminado el primero (figuras 3b y 3c), las masas de los receptores afectados pasan al potencial producido por la corriente de defecto en los conductores de protección (CP) que los

Es evidente que esta presentación de los diversos ECT, voluntariamente rápida, no permite abordar todas las particularidades de instalación. El lector encontrará otros datos de interés en los Cuadernos Técnicos números 114, 172 y 173. Id 3 2 1

N Control permanente de aislamiento (CPA)

ZN

ZN: impedancia facultativa

CP

Limitador de sobretensión

Id

C1 C2

Id

IN

IC1 IC2 IC3

Ud

IC

C3

RB

IC

Id Id

3 2 1 N

N

CP


Controlador permanente de aislamiento (CPA)

DPCC

Id

Ud2

DPCC

Id

Rd2

Ud1

Rd1

RB

d

DDR 3 2 1 N

d

N

Controlador permanente de aislamiento (CPA)

CP


CP

DPCC

d

Ud2

Rd2

DPCC

d

Ud1

Rd1

RA

RB d

Fig. 3: Defecto de aislamiento simple (a) y doble (b y c) en una red explotada en IT.


1.3

Elección de un ECT Aunque los tres esquemas de conexión a tierra ofrecen el mismo grado de seguridad a los usuarios contra los contactos indirectos, sólo el esquema IT permite continuar sin riesgo la explotación al aparecer un primer defecto de aislamiento.

n la compatibilidad electromagnética –CEM– (presencia en la instalación de armónicos y de campos radiantes y la sensibilidad de los equipos a estos fenómenos),

Pero esta ventaja innegable tiene ciertas exigencias y precauciones, por ejemplo: la necesidad de buscar el primer defecto y la posibilidad de que aparezcan sobretensiones que puedan afectar al funcionamiento de los receptores sensibles.

n la calidad y el coste del mantenimiento,

Sin embargo, la elección del ECT de una instalación depende también, además de la seguridad de las personas y de la continuidad del suministro, de otros factores: n el entorno (por ejemplo, locales con riesgo de incendio o emplazamientos con caídas frecuentes de rayos),

1.4

n la cualificación técnica de los diseñadores y usuarios de la instalación, n lo extenso de la instalación, n ... Si el análisis de todos estos factores garantiza la elección del ECT que mejor se adapta a una instalación, hay que destacar que la ventaja que aporta el IT en cuanto a la disponibilidad (segundo defecto muy improbable) obliga a costes de instalación y de explotación que hay que comparar con los costes de una parada en los otros ECT (pérdida de explotación y gastos de reparación del primer defecto de aislamiento).

Naturaleza del aislamiento La impedancia en modo común Toda red eléctrica presenta una impedancia respecto a tierra que se denomina «impedancia de modo común», cuyo origen está en el aislamiento de los cables y de los receptores de la red. Esta impedancia se compone de la resistencia y la capacidad de fuga entre cada conductor activo y tierra. En BT, la resistencia de fuga de un cable nuevo es, para una fase y por kilómetro, del orden de 10 MΩ, mientras que su capacidad, uniformemente repartida respecto a tierra, es, aproximadamente de 25 µF, o sea, 12,7 k Ω a 50 Hz. Por otra parte, hay que destacar que en MT y en AT esta capacidad de fuga es todavía más importante y debe de ser necesariamente tenida en cuenta al efectuar los estudios de un plan de protección (Cuaderno Técnico nº 62). También los receptores tienen una capacidad natural de fuga, que suele ser despreciable. Incidencia de la capacidad distribuida en el esquema IT En las instalaciones eléctricas se añaden otras capacidades a las de los cables de la red. Esto sucede con ciertos receptores electrónicos que generan corrientes armónicas de AF, especialmente cuando utilizan el principio

«troceador» (convertidores por modulación de ancho de impulso, por ejemplo). Por otra parte, las normas relativas a la compatibilidad electromagnética –CEM– obligan a que estas corrientes de AF se deriven a tierra, de ahí la presencia de filtros, y por tanto de condensadores, entre fases y masa. Según el número de estos receptores, su contribución a la capacidad «de fuga» de una red puede resultar significativa y hasta importante. Diversas medidas efectuadas en diversas redes eléctricas de potencia ponen de manifiesto que la capacidad varía mucho de una red a otra y se sitúa entre algunos µF y varias decenas de µF. Puede darse el caso de que algunas de estas capacidades, demasiado importantes, pongan en entredicho el interés del esquema IT: si, con un primer defecto, el valor de la impedancia de la red respecto a tierra hace que la tensión de contacto a tierra sobrepase los 50 V, la seguridad de las personas no queda asegurada. Este caso es raro, puesto que, con una toma de tierra de 10 Ω, hace falta una capacidad de fuga a tierra de la red superior a 70 µF (23 µF por fase, si no se distribuye el neutro). Por tanto, una red IT deberá presentar una capacidad limitada respecto a tierra y, durante el diseño de la red, deberá tenerse en cuenta la presencia de receptores equipados con filtros AF.


1.5

Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante He aquí algunas definiciones e hipótesis para efectuar el esquema equivalente de este tipo de red (figura 4):

n las tomas de tierra (RA y RB) están interconectadas (que es lo más frecuente) o son independientes.

n el punto neutro está aislado o conectado a tierra mediante una impedancia (ZN) de valor elevado (generalmente de 1 a 2 kΩ) cuya toma de tierra es equivalente a una resistencia (RB),

Nota: dos tomas de tierra se consideran independientes si están separadas más de 8 m.

n la masas de los receptores están interconectadas o totalmente o formando grupos. Debido a la CEM (Cuaderno Técnico nº 187), es aconsejable interconectar todas las masas de utilización de una misma instalación y conectarlas a su vez a una misma toma de tierra (resistencia RA),

n cada conductor activo presenta, respecto a tierra, una impedancia que se compone de una resistencia y una capacidad. El esquema definido de esta forma puede simplificarse despreciando las resistencias respecto a las impedancias, teniendo en cuenta sus respectivos valores a 50 Hz.

3 2 1 N N

CP ZN

RN

RB

R1 R2

R3

CN C1

C2

C3

RA

Fig. 4: Esquema equivalente de una red con neutro aislado o impedante.


2

El primer defecto de aislamiento en el esquema IT

En condiciones normales de explotación, la seguridad de las personas queda asegurada cuando la tensión de contacto es inferior a 50 V, según la norma CEI 60 364 (NF C 15 -100). Cuando se sobrepasa esta tensión de contacto,

2.1

estas mismas normas obligan a que el circuito abra automáticamente. El resto del capítulo demuestra por qué la explotación de una red con ECT IT permite que no haya disparo con el primer defecto de aislamiento.

Cálculo de las corrientes de defecto y de la tensión de contacto con un primer defecto Caso general (defecto resistivo) Cuando se produce un defecto de valor resistivo Rd entre la fase 3 y tierra, circula una corriente de defecto Ιd a través de la impedancia de neutro y de las capacidades C1, C2 y C3 (figura 3a). Con la hipótesis de que las capacidades fase-tierra estén equilibradas (C1 = C2 = C3 = C), la corriente de defecto tiene el valor:

Id = U0

1 + 3j Cω ZN Rd + ZN + 3j Cω ZN Rd

La corriente capacitativa se expresa:

Ic = U0

+3j Cω ZN Rd + ZN + 3j Cω ZN Rd

y la corriente en la impedancia ZN es:

IN =

U0 . Rd + ZN + 3j Cω ZN Rd

La tensión de contacto UC (tensión de contacto entre la masa del aparato con defecto y otra masa o tierra) se calcula a partir de la corriente de defecto Id que circula a través de la resistencia de la toma de tierra RA de las masas de utilización si éstas no están interconectadas; en caso contrario se utiliza RB (sólo la toma de tierra de red): UC = RA . Id. Caso de defecto franco

Id =

U0 ZN + 3j Cω

Uc = R A

U0 ZN + 3j Cω

La corriente capacitativa es igual a:

IC = +3j Cω U0 y la corriente en la impedancia ZN:

IN =

U0 . ZN

En los casos siguientes, estudiados para ZN = ∞ (neutro aislado) y ZN = 1 kΩ (neutro impedante), los cálculos se efectúan para una red con esquema IT, de 400 Vca (U0 = 230 V), con: RA: resistencia de la toma de tierra = = 10 Ω. Rd: valor del defecto de aislamiento = = de 0 a 10 kΩ. n Caso 1º: Red muy poco capacitativa (por ejemplo limitada a un quirófano) C1 = C2 = C3 = C = 0,3 µF por fase. n Caso 2º: Red de potencia, con

En este apartado, los cálculos se hacen para la configuración que provoca la tensión de contacto (UC) más importante, por tanto, para un defecto que se produzca en una masa con la toma de tierra separada de la de ZN. Aplicando las fórmulas anteriormente citadas, con Rd = 0, se tiene:

C1 = C2 = C3 = C = 1,6 µF por fase. n Caso 3º: Red extensa de potencia, con C1 = C2 = C3 = C = 10 µF por fase, ¡o sea, alrededor de 40 km de cables!


Los resultados de todos estos cálculos, reunidos en la tabla de la figura 5, confirman perfectamente el bajo valor de la tensión de defecto (≈ 20 V en los casos más desfavorables) que permite mantener en servicio y sin peligro para las personas una red diseñada con esquema IT. Demuestra también que el añadir una impedancia entre el neutro y la tierra no tiene prácticamente incidencia en la variación de la tensión de contacto.

Rd (kΩ)

0

0,5

1

10

UC (V) 0,72

0,71

0,69

0,22

Id (A)

0,07

0,07

0,02

1,6

1,19

0,21

0,24

0,16

0,12

0,02

UC (V) 3,61

2,84

1,94

0,23

Id (A)

0,36

0,28

0,19

0,02

ZN = 1kΩ UC (V) 4,28

2,53

1,68

0,22

0,25

0,17

0,02

UC (V) 21,7

4,5

2,29

0,23

Id (A)

2,17

0,45

0,23

0,02

ZN = 1kΩ UC (V) 21,8

4,41

2,26

0,23

0,44

0,23

0,02

ZN = ∞

Caso 1 CR = 1 µF

0,07

ZN = 1kΩ UC (V) 2,41

Id (A) ZN = ∞

Caso 2

Las curvas de la figura 6 representan estos resultados mostrando claramente la gran importancia que tiene el valor de la capacidad de la red en el valor de UC.

CR = 5 µF

De hecho, sea cual sea la capacidad repartida de la red sana o con un primer defecto, cualquier usuario puede recordar que esta tensión resulta siempre inferior a la convencional de seguridad, y por tanto, sin peligro para las personas; además, las corrientes de un primer defecto franco son bajas y en consecuencia poco destructivas y poco perturbadoras (CEM).

Caso 3

Id (A) ZN = ∞

CR = 30 µF

Id (A)

0,43

2,18

Fig. 5: Cuadro comparativo de corrientes de defecto y de tensiones de contacto durante un primer defecto.

Uc (V) con Zn = 1 000 ohm 100 CR = 70 µF

50

CR = 30 µF

10 CR = 5 µF

1

CR = 1 µF

0,1 1

10

100

500 1000 (umbral aconsejado)

Rd ( ) 104

Fig. 6: La tensión de contacto durante un primer defecto de aislamiento es siempre inferior a la tensión de seguridad.


Incidencia de las capacidades distribuidas, diagrama vectorial y potencial de neutro V1

n Incidencia de las capacidades distribuidas en una red sana

N V2

V3

Las capacidades de las 3 fases crean un punto neutro artificial. Si no hay ningún defecto de aislamiento y si las capacidades de esta red están equilibradas, este punto neutro está al potencial de tierra (figura 7).

T

En ausencia de defecto, el potencial fase-tierra es por tanto igual a la tensión simple para cada fase.

I V1-T I = I V3-T I = I V2-T I

3

2 N

n Diagrama vectorial con un defecto franco

v2

En caso de defecto franco en la fase 1, el potencial de la fase 1 está al potencial de tierra (figura 8).

d

El potencial neutro-tierra es por tanto igual a la tensión simple V1 y el potencial respecto a tierra de las otras dos fases, 2 y 3, es igual a la tensión compuesta. Si el neutro está distribuido, la corriente de defecto aumenta aritméticamente: IC = 4j Cω V1.

v3

C3

1 T

d

C2

C

=

C2

+

C2 = j C

v2

=jC

v3

V1-T = 0

C3

V3-T = V1 + V3

C = 3j C

V2-T = V1 + V2

Sin embargo, para reducir el riesgo de un segundo defecto simultáneo que llevaría a la desconexión de los circuitos con defecto, la detección y la localización para su reparación de este primer defecto debe realizarse sin tardanza.

=

C3

V1

I d I = 3 C I V1 I

Fig. 8: Diagramas vectoriales de una red en esquema IT, sin defecto (a), y cuando la fase 1 tiene un defecto a tierra (b).

1

1

Neutro artificial 3

2 2

3 C

C

C

3C

Fig. 7: Las capacidades repartidas de la red forman una conexión entre el neutro y la tierra.


2.2

Los controladores permanentes de aislamiento: historia y principios Las primeras redes de distribución eléctrica BT se explotaron en régimen IT. Pero muy pronto, los usuarios buscaron la forma de detectar la presencia de un primer defecto de aislamiento para evitar los riesgos originados por una corriente de cortocircuito más o menos impedante y la desconexión de una de las derivaciones (la de la protección de menor calibre) o de las dos derivaciones con defecto. Los primeros CPA Utilizaban 3 lámparas conectadas entre cada una de las fases y tierra (figura 9). En una red sana las tres lámparas forman un receptor trifásico equilibrado, quedando encendidas las tres con un brillo similar. Al producirse un defecto de aislamiento, una de las tres lámparas queda cortocircuitada por la impedancia del defecto. La tensión en bornes de esta lámpara disminuye y por tanto su luminosidad. Por el contrario, la tensión en bornes de las otras dos lámparas aumenta hasta la tensión compuesta y por tanto, su luminosidad aumenta. Este sistema es simple tanto de instalar como de utilizar. Pero como su umbral de funcionamiento

(1) (2) (3) Los pilotos indican la fase defectuosa: aquí la nº 3

es bajo, en seguida se hicieron ensayos para intentar detectar los defectos de impedancia y poderse anticipar así al defecto franco. Para una red de corriente continua (alimentada por baterías o por generador de cc) La técnica de equilibrio voltimétrico (figura 10) fue la primera que se usó y todavía de utiliza en nuestros días. El principio consiste en medir y comparar, por una parte, las tensiones entre la polaridad (+) y tierra, y por otra, las tensiones entre la polaridad (-) y tierra. Este principio permite liberarse de cualquier alimentación auxiliar puesto que la red alimenta directamente el CPA a través de los captadores (resistencias) de medida. Esta técnica se aplica a redes de corriente continua y de corriente alterna bifásica pero no permite hacer la búsqueda con tensión. Para las redes de corriente alterna Estos CPA, que miden el aislamiento por inyección de corriente continua, son los más utilizados. La medida permanente de la resistencia de aislamiento necesita dejar de lado los sistemas pasivos y sustituirlos por los sistemas activos. Puesto que esta resistencia se mide bien con corriente continua (figura 11), los primeros CPA, colocados entre la red y tierra, inyectaban una pequeña intensidad de cc que atravesaba el defecto. Esta técnica, sencilla y fiable, se utiliza mucho actualmente, pero, con tensión, no permite buscar los defectos. Nótese que estos CPA utilizados en redes mixtas (que tienen rectificadores no aislados galvánicamente) pueden verse afectados e

Fig. 9: Principio del primer CPA.

CPA

3 2 1 N N (+)

(-)

R

CP

R

La aguja indica la polaridad con defecto: aquí el polo (-)

V

RB

Fig. 10: Principio del CPA con distribución voltimétrica.

CPA

Fig. 11: Principio del CPA con inyección de corriente.


incluso quedar «cegados» si hay un defecto en la parte de corriente continua de la red. Después se fabricaron CPA con inyección de corriente alterna de baja frecuencia (< 10 Hz). Funcionan con el mismo principio. Permiten la búsqueda del defecto, con tensión, pero pueden, por una parte, ser «engañados» por las capacidades de los cables, que son vistas como defectos de aislamiento y por otra, pueden verse afectados por los convertidores de frecuencia (variadores de velocidad).

forma, es posible conocer las componentes, resistiva y capacitativa, de esta corriente y así hacer depender el umbral solamente de la componente resistiva. Esta evolución, que se ha podido conseguir debido a la tecnología digital, reúne las ventajas de la inyección de corriente continua y corriente alterna de baja frecuencia sin sus limitaciones. Las normas que se refieren a los CPA n Las normas de fabricación Desde febrero de 1997, existe la norma CEI 61 557-8.

Para todas las redes (ca y cc) En la actualidad, puesto que las redes pueden ser mixtas, ca/cc, y además, de frecuencia variable, los aparatos nuevos han de ser capaces de controlar estos tipos de redes.

Define las prescripciones particulares de los controladores de aislamiento destinados a supervisar de forma continua, independientemente de su principio de medida, la resistencia de aislamiento respecto a tierra, tanto de las redes con ECT IT en ca y cc no conectado a tierra, como de las redes con ECT IT en ca que tengan rectificadores alimentados sin separación galvánica (transformador con arrollamientos separados).

n Algunos utilizan señales cuadradas de muy baja frecuencia (≈ 1 Hz). Consiguen librarse del problema de las capacidades de fuga a tierra, porque se cargan y descargan continuamente con el semiperíodo siguiente de signo opuesto. Se utilizan universalmente y se adaptan bien a las redes modernas, en particular a las que alimentan sistemas con electrónica de potencia que normalmente deforma la señal alterna. En cambio, su tiempo de respuesta, que depende de la capacidad de fuga a tierra de la red, puede llegar a varios minutos, lo que no les permite detectar defectos pasajeros.

Su contenido incide especialmente en tres aspectos: o Informar correctamente tanto a los prescriptores como a los instaladores.

n Para paliar las limitaciones de utilización de estos CPA en las redes extensas o que tienen muchos filtros capacitativos, la técnica de inyección de corriente alterna de baja frecuencia ha sido mejorada con la «demodulación síncrona» (figura 12): este tipo de CPA aplica una tensión alterna de baja frecuencia entre la red y tierra, mide la corriente de retorno a través de la impedancia de aislamiento de la red y calcula el defasaje tensión-corriente. De esta

El fabricante debe de dar las características de los aparatos que fabrica y especialmente las que pueden depender de la capacidad de la red (valores de los umbrales y tiempos de respuesta). o Asegurar la integración satisfactoria de estos equipos en su entorno eléctrico. Esto exige que estos aparatos sean conformes con las prescripciones de las normas CEI 61326-1 y 61326-10 que se refieren a la Compatibilidad Electromagnética –CEM–.

BF

R-BF

C-BF C-BF

BF

~ mA

V = UBF RRed

CRed

BF

R-BF

ZRed

UBF

Fig. 12: La técnica de inyección de corriente alterna de baja frecuencia se ha mejorado gracias a la «demodulación síncrona» que permite discernir un mal aislamiento (fugas resistivas) de las fugas capacitativas.


o Garantizar la seguridad de utilización para los usuarios. Esto exige, por una parte, que pueda hacerse un test de funcionamiento de este aparato sin tener que insertar una impedancia adicional entre la red supervisada y tierra, por otra, que los elementos de ajuste estén protegidos, para que no puedan modificarse por descuido o por usuarios no habilidosos y, por último, que los aparatos no sean desconectables (necesidad de utilizar herramientas para desmontarlos). n Las normas de explotación Por lo que se refiere al ajuste de los CPA, la norma CEI 60 364 da una primera respuesta: «Un CPA previsto adecuadamente... se ajusta a un valor inferior al valor mínimo de la resistencia de aislamiento fijada para la instalación considerada» o sea, mayor o igual a 0,5 MΩ para un circuito de tensión nominal mayor o igual a 500 V. La guía NF C 15-100 precisa: «... ajustar a un valor inferior aproximadamente un 20% inferior a la resistencia del conjunto de la instalación...».

2.3

Sin embargo, hay que distinguir perfectamente la resistencia de aislamiento de la instalación, que no tiene en cuenta la distribución eléctrica, y el valor de aislamiento que se fija para la supervisión del conjunto de la red, incluidas las máquinas y aparamenta conectadas. En el capítulo anterior, se ha explicado que para defectos superiores a 500 Ω la tensión de contacto no supera 5 V con una toma de tierra de 10 Ω (figura 5). Por tanto, en la práctica, en una instalación industrial normal, es razonable, sin correr el riesgo de fijar el umbral bajo de alarma en un valor comprendido entre 500 y 1000 Ω, tomar un valor que permita una búsqueda eficaz (es decir, que permita localizar un defecto de aislamiento que ya ha sido detectado). Para organizar una búsqueda preventiva, es interesante disponer de un primer umbral en un valor próximo a unos 10 kΩ, por ejemplo. Este valor de umbral se ha de ajustar según las características de la instalación y las exigencias. Hay que indicar que una red poco extensa permite un umbral preventivo más elevado.

La búsqueda del primer defecto de aislamiento Para buscar este primer defecto, aunque algunos usuarios se conforman con una identificación de la derivación defectuosa, se recomienda determinar con mucha precisión el lugar de este defecto, por ejemplo grieta en un cable o pérdida de aislamiento en un aparato, para proceder a la reparación lo más rápidamente posible. Búsqueda cortando sucesivamente la alimentación de las salidas Esta forma de búsqueda de defectos se cita únicamente a título informativo. Consiste en abrir sucesivamente las salidas, empezando por las principales. Al abrir la derivación defectuosa, la corriente inyectada por el CPA disminuye mucho, bajando por debajo del umbral de disparo. Al interrumpirse la alarma sonora, que suele depender del CPA, se sabe que es ésta la derivación defectuosa. Este sistema, que obliga a interrumpir la explotación de cada una de las salidas, es contrario a la filosofía de utilización del esquema IT, que es, precisamente, la continuidad del servicio. Muy utilizado en el pasado, ha ido desapareciendo progresivamente con el desarrollo de nuevos sistemas de búsqueda que permiten encontrar el defecto con tensión (sin corte).

Buscar con tensión n Detección de la corriente de defecto Como ya se ha visto anteriormente (figura 3a) el primer defecto de aislamiento es recorrido por una corriente Id de la misma frecuencia que la de la red (50 ó 60 Hz) que vuelve a la fuente a través de las capacidades de las otras fases sanas y de la impedancia de neutro, si existe. Un primer método de búsqueda con tensión (sin cortar la distribución) fue utilizar una pinza amperimétrica para medir la corriente «de fuga» a tierra de cada derivación. La salida defectuosa es la que indica un valor mayor. Este método tiene dos inconvenientes: o No es fiable en redes que tienen muchas derivaciones de las que, algunas, son muy capacitativas (¿cómo distinguir la corriente a tierra de una salida de corta longitud y con defecto de una larga y capacitativa?). o No puede aplicarse a una red que tiene pocas fugas capacitativas (la corriente de defecto es prácticamente imperceptible). Para mejorar la detección del camino que sigue la corriente de defecto (a frecuencia industrial) con una pinza amperimétrica, se pueden utilizar dos artificios.


El primero consiste en aumentar el valor de la corriente de defecto colocando momentáneamente una impedancia de bajo valor en paralelo con el CPA. El segundo tiende a distinguir las corrientes de fuga capacitativa de las corrientes de defecto insertando la impedancia citada periódicamente mediante un relé oscilante (unos 2 Hz). n Detección de una corriente inyectada Este método utiliza una señal senoidal de baja frecuencia (≤ 10 Hz) inyectada por un generador o un CPA. La elección de una baja frecuencia para la búsqueda del defecto permite evitar las capacidades de fuga de la red, pero esta frecuencia no puede ser inferior a 2,5 Hz, porque es difícil detectarla con un captador magnético. Para encontrar el sitio exacto del defecto, la búsqueda se efectúa con dispositivos sensibles únicamente a la señal inyectada, que pueden ser fijos, con toroides de detección colocados en cada salida, o portátiles, con una pinza amperimétrica sintonizada a la frecuencia de la señal (figura 13). Cuando los dispositivos (generadores, captadores y receptor) son fijos, la búsqueda con tensión del defecto puede hacerse automáticamente en cuanto se detecta un defecto, mediante una orden dada por el CPA.

n Medida de aislamiento de cada salida o derivación Los usuarios, cuyas necesidades de continuidad del servicio van aumentando cada vez más, ya no quieren esperar al primer defecto: necesitan poder programar las actuaciones de mantenimiento y, por tanto, conocer de antemano la derivación susceptible de sufrir próximamente un defecto de aislamiento. Para esto es necesario «seguir» la evolución del aislamiento de cada derivación y poder distinguir las componentes (resistiva y capacitativa) del aislamiento. El principio de la demodulación síncrona puede también utilizarse midiendo, por una parte, la corriente de inyección que circula por las salidas (gracias a los captadores toroidales) y por otra, la tensión de inyección. El desarrollo de este método de búsqueda ha sido posible con la aplicación de las técnicas digitales en la gestión de la distribución eléctrica (Cuaderno Técnico nº 186): el usuario puede mantener la supervisión, a distancia y permanentemente, de la evolución del aislamiento de las diversas salidas. La instalación de buses digitales permite centralizar todas las informaciones en un supervisor, visualizarlas, dejarlas registradas y, por tanto, hacer un mantenimiento predictivo y esclarecedor.

Receptor fijo para análisis manual o automático 1 23 N

N

//// CP

Generador BF (G) CPA (

G

)

RB Receptor manual

CP

Fig. 13: La búsqueda puede hacerse con dispositivos sensibles a la señal inyectada, que pueden ser portátiles o fijos.


3

El segundo defecto de aislamiento en el esquema IT

Como se ha explicado en el capítulo anterior, la gran ventaja de explotar una red con el esquema IT consiste en la posibilidad de mantener la distribución eléctrica cuando se produce un defecto de aislamiento que afecta a un circuito. Esta ventaja ha sido perfectamente valorada por los editores de las normas que, para mantener alto el nivel de disponibilidad, recomiendan en las normas de instalación, señalizar y buscar el primer defecto para no temer un segundo defecto; segundo defecto para el que también están previstas las protecciones a fin de garantizar el mismo nivel de seguridad para las personas que con los otros esquemas TN y TT.

3.1

En los dos apartados siguientes se estudian las corrientes de defecto y la tensión de contacto que dependen de la forma de conexión de las masas a tierra, pudiéndose dar dos casos: n las masas de los receptores están todas interconectadas mediante un conductor de protección CP, que es el caso más frecuente, n las masas no están interconectadas y se conectan a tomas de tierra diferentes (configuración que hay que evitar debido a problemas de CEM: Cuaderno Técnico nº 187).

Análisis del doble defecto de aislamiento En este apartado, las corrientes de defecto y las tensiones de contacto se calculan considerando dos defectos francos de aislamiento sobre dos conductores activos diferentes (sobre una fase y el neutro, si el neutro está distribuido, o sobre dos conductores de fases diferentes, si el neutro no está distribuido) de dos circuitos de sección y longitud idénticas. Esta hipótesis, que lleva a una corriente de defecto mínima, es la que habitualmente se utiliza para calcular las longitudes máximas protegidas por los dispositivos de protección contra cortocircuitos. Tensión de contacto y corriente de defecto doble cuando las masas están interconectadas Desde el momento en que se establece una corriente de defecto entre dos masas con defecto, circula una corriente por el conductor de fase y por el conductor de protección CP, que es el que establece la interconexión de las masas (figura 3b). Esta corriente no está limitada más que por la impedancia del bucle de defecto que es igual a la suma de las impedancias de los conductores activos afectados y del circuito de las conexiones equipotenciales (CP). Existen diversos métodos de cálculo de las corrientes de defecto para una instalación eléctrica (Cuaderno Técnico nº 158).

Aquí utilizaremos el método convencional porque permite calcular los valores de la corriente de defecto y de la tensión de contacto sin tener que hacer excesivas hipótesis sobre las características de la instalación. Por tanto, en este Cuaderno Técnico, se aplicará este método para dar el orden de magnitud de las corrientes y tensiones que intervienen al producirse un defecto doble con el esquema IT. Este método se basa en la hipótesis simplificadora que consiste en considerar que durante el defecto la tensión en el origen de la derivación considerada es igual al 80% de la tensión nominal de la instalación. Esto supone que la impedancia de la derivación considerada representa el 80% de la impedancia total del bucle de defecto y que la impedancia aguas arriba representa el 20%. Para los cálculos que seguirán, tomaremos: U' = tensión simple (= U0, si uno de los dos defectos está sobre el neutro distribuido), o U' = tensión compuesta ( = 3 Uo , si no está distribuido el neutro), Ra = ρ

L = resistencia del conductor activo Sa

(fase o neutro) del circuito en el que tiene lugar el defecto,


RCP = ρ

L = resistencia del conductor de SCP

protección del circuito, Sa = sección del conductor activo,

o bien, o si el defecto doble afecta a dos conductores de fase: Uc = 0,8 3 U0

SCP = sección del conductor de protección, L = longitud de los circuitos con defecto, m=

Sa = razón de las secciones de los SCP

conductores activos y del conductor de protección (normalmente ≤ 1). n Considerando que los conductores activos y el CP de las dos derivaciones defectuosas tienen secciones y longitudes idénticas y despreciando su reactancia, se tiene: o si uno de los defectos está sobre el neutro: 0,8 U0 Id = 2(Ra + RCP ) o sea

Id = 0,8 U0

Sa 2ρ (1 + m) L

o si el defecto doble afecta a dos conductores de fase

Id = 0,8

3 U0

Sa . 2ρ (1 + m) L

n La tensión de contacto correspondiente es: UC = RCP Id, o sea: o si uno de los defectos está sobre el neutro Uc = 0,8 U0

m , 2 (1 + m)

Defectos en 2 derivaciones idénticas (con m = 1)

Defectos en un JdB y una derivación (con m = 4)

Defecto doble n fase-neutro

UC = 46 V

UC = 73,6 V

n fase-fase

UC = 79,7 V

UC = 127,5 V

Fig. 14: Tensiones de contacto durante un defecto doble, en una red de 230/400 V en ECT IT.

m . 2 (1 + m)

Nota: este método no se puede aplicar a una instalación alimentada por un grupo electrógeno, porque durante el defecto la tensión en el origen de la red considerada es baja (<< 0,8 Un), puesto que la impedancia del alternador es alta respecto a las impedancias de la red que alimenta. En este caso, sea el que sea el ECT, sólo se pueden aplicar los métodos completos de cálculo electrotécnico, como por ejemplo los del método de las impedancias. n Ejemplo numérico Los resultados presentados en la tabla de la figura 14 confirman que un doble defecto de aislamiento es peligroso para la seguridad de las personas puesto que la tensión de contacto es superior a la tensión límite de seguridad UL. Por tanto debe de quedar asegurada la desconexión mediante los correspondientes dispositivos automáticos de protección. Tensión de contacto y corriente de defecto con un defecto doble cuando las masas no están interconectadas En el caso de dos defectos que se producen en dos receptores conectados a tomas de tierra diferentes (figura 3c), la corriente de defecto Id se cierra por tierra y queda limitada por las resistencias de las tomas de tierra RA y RB. Un cálculo simple indica que este segundo defecto de aislamiento es también siempre peligroso (figura 15) y, por tanto, debe de eliminarse automáticamente e indica también que no debe de llegar a alcanzarse el umbral de disparo de los dispositivos de protección contra cortocircuitos.

Uc

Id

Defecto doble n fase-neutro

115 V

11 A

n fase-fase

200 V

20 A

Fig. 15: Corrientes de defecto y tensiones de contacto durante un defecto doble entre dos masas que tienen tomas de tierra diferentes, con RA = RB = 10 Ω.


3.2

Eliminación del doble defecto de aislamiento Caso con las masas de utilización interconectadas

pero cada uno sólo sobre uno de sus polos o sobre el neutro.

Teniendo en cuenta la importancia de la corriente de defecto, semejante a una corriente de cortocircuito, la desconexión puede quedar asegurada por los dispositivos de protección automática contra cortocircuitos –DPCC–, si la longitud de los cables es compatible con sus umbrales de funcionamiento y si no, con los dispositivos diferenciales –DDR–.

Este caso obliga a un control especial de las características de los DPCC, porque, si los cables de las dos derivaciones son de secciones semejantes, los dos DPCC participan por igual en el corte; pero si las secciones son diferentes, es posible que el corte lo efectúe uno solo de los DPCC: precisamente el de menor calibre. Por tanto, hay que asegurar que su poder de corte sobre una fase, evidentemente con 3 U0, sea superior a Id. Por este motivo,

Esta eliminación del defecto doble debe de hacerse respetando también otros imperativos que se aplican independientemente del tipo de DPCC instalado (fusibles o interruptor automático): n las tensiones de contacto calculadas en el capítulo anterior, con cualquier DPCC, dejan pasar un cierto tiempo antes de eliminar el defecto. La norma CEI 60 364, para simplificar el trabajo de los diseñadores de redes, da los tiempos de corte máximos en función de la tensión de servicio (figura 16), n el corte omnipolar, incluido el del conductor de neutro, si se distribuye. Esta exigencia se dicta por las posibles consecuencias: o cortar únicamente la fase defectuosa de una derivación deja las máquinas trifásicas alimentadas con sólo dos fases, o cortar el neutro expone a la tensión compuesta las cargas monofásicas, que en condiciones normales se alimentan con la tensión simple. n La protección del conductor neutro, cuando se distribuye La figura 3b muestra que con un defecto doble los dos DPCC ven pasar la corriente de defecto,

los fabricantes de interruptores automáticos indican los poderes de corte monofásico de sus aparatos según cada tensión nominal y la norma CEI 947-2 prescribe una secuencia de ensayos para los interruptores automáticos destinados a la protección de redes IT. Los aparatos que no cumplen las exigencias de estos ensayos deben de ser marcados: IT . La protección debe de ser válida también para el conductor neutro, cuando su sección es inferior a la de los conductores de fase. Hay que indicar que, para proteger los cables de neutro cuya sección sea la mitad que la sección de los cables de fase, existen interruptores automáticos tetrapolares en los que el cuarto polo tiene la mitad de calibre. También hay que destacar que los DPCC tetrapolares son cada vez más necesarios y con cualquier ECT (TN, TT o IT) debido a la proliferación de armónicos en las redes, pudiendo quedar el neutro sobrecargado con las corrientes del tercer armónico y sus múltiplos. n Protección por fusibles La zona de fusión de un fusible está comprendida entre dos curvas envolventes.

Neutro no distribuido

Neutro distribuido (*)

A partir de la expresión de la corriente Id, establecida en el capítulo anterior y de la condición Ifus < Id, es posible determinar la longitud máxima del circuito protegido.

127

0,4

1

o Si se distribuye el conductor neutro:

230

0,2

0,5

400

0,06

0,2

>> 400

0,02

0,08

Red Uo (V)

Tiempo máximo de corte (s)

Fig. 16: Tiempo máximo de corte prescrito para el ECT IT por las normas de instalación (* para redes monofásicas).

Lmáx =

0,8U0 S1 2ρ (1 + m) I fus

o Si no se distribuye el conductor neutro: Lmáx =

0,8 3 U0 Sfase 2ρ (1 + m) I fus


correspondiendo Ifus, a la corriente de fusión del fusible en el tiempo máximo dado por las normas. Tiene que verificarse que este tiempo es perfectamente compatible con la protección de personas en caso de defecto doble. Téngase presente que el uso de fusibles con el esquema IT choca normalmente con la necesidad de corte omnipolar, incluido el conductor neutro cuando está distribuido. n Protección con interruptor automático La protección de personas queda asegurada cuando la corriente de defecto es superior al ajuste de las protecciones de corto retardo del interruptor automático. Igual que con los fusibles, es posible determinar la longitud máxima de circuito protegido según la expresión de la corriente Id establecida en el capítulo anterior y la condición Im < Id. La longitud máxima de circuito protegido por un interruptor automático es: o con el conductor de neutro distribuido: Lmáx = 0,8U0

Sa 2ρ (1 + m) Im

o sin distribuir el conductor de neutro: Lmáx = 0,8 3 U0

Sa

2ρ (1 + m) Im

Nótese que, con el esquema IT, el hecho de distribuir el neutro, tanto si la protección se hace con fusibles como con interruptor automático, divide por 3 la longitud máxima protegida. n Mejora de las condiciones de disparo Cuando las condiciones de desconexión por actuación de las protecciones no son satisfactorias (longitudes mayores que las longitudes máximas protegidas) se pueden tomar las siguientes precauciones: o disminuir el valor de Im de los interruptores automáticos, pero teniendo presente que la selectividad amperimétrica entre interruptores automáticos puede reducirse, o aumentar la sección del conductor CP, de este modo, la impedancia del circuito de retorno

de corriente del defecto doble disminuye y permite aumentar la longitud máxima para la protección de personas. La tensión de contacto habrá disminuido, pero, por el contrario, los esfuerzos electrodinámicos sobre los cables aumentarán, o aumentar la sección de los conductores activos; esta solución es la preferida y, por añadidura, provoca el aumento de las corrientes de cortocircuito trifásico, o por último, hay una solución simple y que no necesita cálculos: es la utilización de DDR de baja sensibilidad en las derivaciones de gran longitud. En el esquema IT, esta solución siempre es posible porque el CP está separado del conductor neutro, lo que no sucede en el caso del esquema TN-C. Caso de masas de utilización que tengan tomas de tierra distintas Cuando una instalación alimenta varios edificios diferentes y distanciados los unos de los otros, sus masas de utilización se encuentran frecuentemente conectadas a tomas de tierra separadas. La impedancia de los recorridos de la corriente de defecto Id queda incrementada con la resistencia de las dos tomas de tierra afectadas y los dispositivos de protección contra cortocircuitos no pueden asegurar la condición necesaria para la protección de personas (respecto al tiempo máximo de corte). La solución más simple, de estudio y de instalación, es el uso de DDR. Su ajuste se hace con los mismos criterios que en el esquema TT. Para aprovechar al máximo la continuidad del servicio que ofrece el esquema IT, hay que evitar que los DDR disparen con el primer defecto, evitando ajustar en un umbral demasiado bajo su I∆n, especialmente para los circuitos con capacidad de fuga significativa, U respetando siempre la inecuación: I∆n < L . RA Los DDR utilizados en este último caso, tienen umbrales de disparo I∆n normalmente comprendidos entre 3 y 30 A.


4

Características especiales del esquema IT

4.1

Sobretensiones en el esquema IT Una red eléctrica puede estar sometida a sobretensiones de diversos orígenes. Ciertas sobretensiones de modo diferencial (entre conductores activos) afectan indistintamente a todos los ECT. El lector interesado en el tema puede ampliar su información leyendo el Cuaderno Técnico nº 179. Este apartado estudia en especial las sobretensiones en modo común que afectan principalmente al esquema IT puesto que la red queda «aislada» de tierra: n las sobretensiones debidas a defectos de aislamiento, n las sobretensiones debidas a cebados internos en los transformadores MT / BT, n las sobretensiones debidas a descargas de rayo en las redes MT aguas arriba, n las sobretensiones debidas a descargas de rayo en los edificios de la instalación. Todas estas sobretensiones han sido especialmente atendidas en la norma NF C 15-100 que exige la instalación de limitadores de sobretensión aguas abajo de los transformadores MT / BT y cuando hay riesgo de rayo (líneas aéreas).

La norma CEI 60 950 indica específicamente estas recomendaciones. n Al presentarse un primer defecto, aparece una sobretensión cuyo valor puede alcanzar 2,7 x 2 U0 (siendo U0 la tensión simple de la red BT). Con una red de 230/ 400 V, este valor es de 880 V, valor de sobretensión que no es peligroso para el equipamiento, cuyo aislamiento es de 1800 V (que es el valor que se exige a frecuencia industrial lado BT, según CEI 60364-4-442). Téngase presente que estas sobretensiones no producen el cortocircuito permanente en el limitador de sobretensión. La sobretensiones debidas a defectos de aislamiento con arcos intermitentes Los defectos con arcos intermitentes (defectos de recebados o «restricting faults» o «arcing faults» en terminología anglosajona o «defecto intermitente» en el Vocabulario Electrotécnico Internacional) se comportan como una sucesión de defectos que se extinguen espontáneamente por sí mismos («transient faults»).

o los filtros capacitativos «en Y» que tienen muchos aparatos electrónicos,

La experiencia y los estudios teóricos demuestran que los defectos de recebados pueden producir sobretensiones y provocar por tanto la destrucción del equipamiento. Este tipo de sobretensiones se observan sobre todo en las redes MT explotadas con conexión a tierra mediante una reactancia de limitación sintonizada (bobina Petersen). Estas sobretensiones se explican por una descarga incompleta de la capacidad homopolar en el momento del cebado del arco. La tensión homopolar aumenta, por tanto, con cada reencendido del arco. Con la hipótesis de un arco que se reenciende en el momento de tensión máxima fase-tierra de la fase defectuosa, la tensión homopolar aumenta a cada recebado, pudiéndose llegar a producir sobretensiones de 5 a 6 veces la tensión simple.

o el CPA de la instalación, cuando se conecta entre fase y tierra, porque no se dispone de neutro. Por tanto, para elegir el CPA, hay que comprobar, en los datos del fabricante, con qué tensión de red puede trabajar.

Aún más, con el esquema IT, la protección queda asegurada por el limitador de sobretensión y la presencia de una impedancia entre neutro y tierra favorece la descarga rápida de la capacidad homopolar.

Las sobretensiones debidas a defectos de aislamiento n Ante un primer defecto de aislamiento, la tensión fase-tierra de las fases sanas pasa a tener, permanentemente, la tensión compuesta de la red. Los equipos BT deben de estar dimensionados para soportar, durante el tiempo de búsqueda y reparación del defecto, una tensión fase/ masa de U0 3 y no la tensión simple U0. Éste es habitualmente el caso de:


Las sobretensiones debidas a un cebado interno en el transformador MT/BT La norma CEI 60364 - 4 - 442 fija los valores de rigidez o resistencia a la tensión a frecuencia industrial de los materiales BT y su duración (figura 17). n cebado interno entre arrollamientos MT - BT. Este tipo de sobretensiones se producen a frecuencia de red. Son poco frecuentes y su aparición «brusca» hace que el limitador de sobretensión, cuya tensión segura de recebado está fijada a un mínimo de 2,5 veces la tensión tipo (NF C 63-150), o sea, por ejemplo de 750 V para un limitador colocado en el neutro de una red de 230/ 400 V, ponga inmediatamente la red BT a tierra y evite que alcance el potencial MT. n cebado interno MT-masa, también llamado «cebado de retorno» Tensiones alternas admisibles sobre los equipos BT

Tiempo de corte (s)

U0 + 250 V (o sea: 650 V en IT) *

>5

U0 + 1200 V (o sea: 1600 V en IT) *

≤5

(*) Para una red IT, la tensión U0 se sustituye por la tensión

3 U0 .

Fig. 17: Sobrecargas de tensiones alternas admisibles sobre los materiales de una instalación BT en IT para una red 230/400 V.

AT

MT

MT

Cuando la masa del transformador y la red BT se conectan a la misma toma de tierra (figura 18) hay riesgo de perforación de los materiales BT si la tensión Rp IhMT sobrepasa la rigidez dieléctrica de los equipos, siendo Rp la resistencia de la toma de tierra e IhMT la corriente homopolar debida al cebado lado MT. Una solución consiste en conectar las masas de la instalación BT a una toma de tierra eléctricamente distinta de la de las masas del centro de transformación. Pero esta separación es, en la práctica, difícilmente factible debido al mallado de las masas en el centro de transformación MT / BT. Así, la CEI 60364 - 4 - 442 indica que las masas de la instalación BT pueden estar conectadas a la toma de tierra de las masas del centro de transformación, si la tensión Rp IhMT se elimina en los tiempos indicados. Las sobretensiones debidas a la descarga de rayo en la red MT aguas arriba El rayo que cae en una red MT provoca una onda que se transmite a los conductores activos lado BT por un acoplamiento capacitativo entre los arrollamientos del transformador. Si la instalación es en IT, el limitador de sobretensión absorbe la sobretensión que llega al conductor activo al que está conectado (neutro o fase) y se pone en cortocircuito si esta sobretensión es muy energética; la red se puede comparar entonces a una red TN - S. Diversas experiencias y medidas han permitido llegar a las siguientes conclusiones:

BT

û (kV)

F/F

F/CP

F/N

N

hMT RT (RpBA)

Fig. 18: Cuando las masas (MT) del centro de transformación y la toma de tierra del CP (BT) están conectadas a la misma toma de tierra, las masas de los receptores BT son llevadas al potencial IhMT Rp.

N/CP CP/tierra profunda

Esquema: n IT 0,38

4,35

0,20

4,30

1,62

n TN-S

4,82

0,20

4,72

1,62

0,36

F: fase N: neutro CP: conductor de protección

Fig. 19: Sobretensiones, originadas por una onda de rayo, que se observan en el extremo de un cable de 50 m que alimenta un receptor resistivo.


n en el extremo de los cables de corta longitud (10 m) aparecen sobretensiones del orden de 2 kV, independientemente de la carga y del ECT, n las sobretensiones más importantes son las que aparecen en los extremos de los cables cuyo extremo está abierto o que alimentan cargas que pueden provocar resonancia. Además, con un receptor resistivo, hay sobretensiones (figura 19) que resultan de los fenómenos de propagación y reflexión de ondas así como del acoplamiento capacitativo entre conductores. Habida cuenta de la forma de onda de estas sobretensiones, el limitador de sobretensión actúa eficazmente para el conductor al que está conectado. Asimismo, independientemente del ECT, es muy recomendable instalar pararrayos en el origen de la red BT, entre todos los conductores activos y tierra si en la red aguas arriba existe el riesgo de descarga de rayo directa (caso de líneas aéreas) y obligatoriamente si este riesgo existe para la misma red BT. El limitador de sobretensión cumple su función frente a los cebados MT / BT.

4.2

Sobretensiones debidas a la descarga de rayo en los edificios de la instalación Esta sobretensión se debe al paso de la corriente de rayo por la toma de tierra del edificio, especialmente cuando la descarga se produce directamente en su pararrayos. En este momento, toda la red de tierra eleva su potencial respecto a la tierra profunda. La red BT, puesta instantáneamente a tierra por el limitador de sobretensión, pasa del esquema IT al esquema TN -S si todas las masas de utilización están interconectadas. La energía de rayo derivada de esta forma puede ser muy importante y necesitar el cambio del limitador. Para minimizar estas sobretensiones en una instalación eléctrica, es necesario que la equipotencialidad horizontal y vertical del edificio sea la mejor posible tanto en baja como en alta frecuencia. Es muy recomendable que exista un solo circuito de tierra (red CP) y también es muy importante que se utilicen canaletas metálicas para los cables muy bien interconectadas eléctricamente (trenzas).

Los limitadores de sobretensión El apartado anterior explica por qué el limitador de sobretensión es un «accesorio imprescindible» del ECT IT y por qué, por tanto, las normas obligan a su uso. Además protege al CPA contra las sobretensiones.

Hay que conectarlo lo más cerca posible del transformador MT / BT entre el neutro y tierra, o entre la fase y tierra si el acoplamiento secundario del transformador es en triángulo o no hay salida de neutro.

Sus umbrales de descrestado de las sobretensiones a frecuencia industrial y de las sobretensiones transitorias de modo común están fijados en la norma NF C 63 -150 (figura 20). Son inferiores a la rigidez que deben de tener los equipos utilizados en las redes BT (230/ 400 V).

Nota: n el limitador no es necesario sobre la red aguas abajo del transformador BT / BT, n la norma CEI 60 364 no obliga al uso de limitadores de sobretensión, considerando que la probabilidad de defecto MT / BT es baja. Sin embargo, está demostrado que cuando se produce este defecto tiene normalmente consecuencias graves.

Tensión nominal de un limitador - Un (V) (NF C 63-150)

Ucebado (V) a frecuencia industrial

Con onda de choque 1,2/50

Ejemplo: limitador a escoger para una red 230/400 V ...

250

400 < U < 750

< 1750

... si conectado entre tierra y neutro.

440

700 < U < 1100

< 2500

... si conectado entre tierra y una fase.

660

1100 < U < 1600

< 3500

Fig. 20: La tensión nominal de un limitador de sobretensión debe de estar adaptada a la tensión de red.


Funcionamiento Un limitador de sobretensión está constituido por dos elementos conductores separados por una película aislante (figura 21). Las sobretensiones impulsionales provocan el cebado entre los dos elementos conductores sin llegar a provocar el cortocircuito del limitador. Las sobretensiones energéticas hacen fundir la película aislante, lo que permite el paso de una gran corriente a tierra. Entonces hace falta cambiar el cartucho cuyo cortocircuito señala el CPA como si fuera un defecto de aislamiento. Por otra parte, para buscar defectos con tensión, es práctico considerar esta conexión a tierra como si fuera una derivación más, puesto que esta conexión es normalmente inaccesible, como por ejemplo, cuando el limitador está colocado en la celda del transformador. Característica importante En el caso de que todas las masas de utilización estén perfectamente interconectadas, el doble defecto de aislamiento afecta por una parte al limitador de sobretensión que tenga el cebado y por otra a la ruptura del aislamiento sobre una fase que tenga cortocircuito. El limitador debe tener entonces una rigidez suficiente que corresponda con el tiempo de eliminación de la corriente de defecto (por ejemplo, soportar 40 kA durante 0,2 s para un limitador Cardew de la marca Merlin Gerin). En el caso, poco frecuente, de que el segundo defecto de aislamiento esté aguas arriba del interruptor automático de entrada, la eliminación del segundo defecto se hace, como para un cortocircuito aguas arriba del cuadro general BT, mediante las protecciones MT. Por este motivo, el ajuste de la temporización de la protección MT

4.3

del transformador, debe tener en cuenta la resistencia térmica [ f (I2t) ] del limitador de sobretensión. La sección del conductor de conexión aguas arriba y aguas abajo del limitador de sobretensión también debe de tener la misma capacidad térmica. El cálculo de esta sección viene dado en la norma francesa NF C 15-100.

Película aislante que se «volatiliza» con una sobretensión de gran energía Zona de cebado con sobretensiones de baja energía Caja aislante Platina de conexión

Fig. 21: Principio de un limitador de sobretensión (tipo Cardew de Merlin Gerin).

¿Por qué utilizar una impedancia? Puede conectarse una impedancia entre la red y tierra, normalmente entre el neutro del transformador y tierra. Su valor es de aproximadamente 1700 Ω a 50 Hz. La impedancia sirve para reducir las variaciones de potencial entre red y tierra que tengan su origen en las perturbaciones provenientes de la MT o de las fluctuaciones de potencial de la tierra local. Se recomienda sobre todo para las redes cortas que alimentan aparatos de medida sensibles a este potencial, así como para las redes que están estrechamente unidas a buses de comunicaciones.

Observando la tabla de la figura 5, se aprecia que cuando la red es muy poco capacitativa (caso 1) la impedancia de neutro ZN hace que aumente la corriente de defecto, que sin embargo, sigue siendo muy baja (≈ 250 mA en el caso de la figura 5); esta influencia es todavía menor cuando la red es muy capacitativa (casos 2 y 3). En la práctica, esta impedancia no influye más que débilmente en la tensión de contacto UC que sigue siendo inferior a UL en una red sana. Por último, la presencia de una resistencia en la impedancia permite reducir los riesgos de ferrorresonancia.


5

Ventajas e inconvenientes del esquema IT en BT

La ventaja principal de una red explotada con esquema IT es sin duda la continuidad de servicio que proporciona, puesto que no necesita cortar la alimentación con un primer defecto. Este capítulo analiza precisamente sus ventajas. Otro punto fuerte del esquema IT es la

5.1

seguridad que aporta contra los riesgos de incendio y en los circuitos de mando y control de máquinas-herramienta. Pero para beneficiarse de todas estas ventajas, hay que tener en cuenta los límites de su utilización.

Una mayor disponibilidad Un cálculo sencillo de probabilidades confirma esta ventaja para el esquema IT. Se supone que la probabilidad de defecto de aislamiento en una instalación eléctrica es de un defecto cada tres meses (90 días), o sea, λ=

La técnica de gráficos de Markof da la representación de la figura 22 y permite calcular que el tiempo medio entre dos fallos dobles es de 8190 días! Lo que corresponde a una disponibilidad media de la energía 91 veces mayor con una red IT que con una red TN o TT. Por tanto el esquema IT se prefiere en muchas instalaciones precisamente por esta ventaja, por ejemplo:

1 día 90

Sin defecto

= 1 defecto

1 días 90

y la duración de búsqueda y reparación de la parte defectuosa es de un día, o sea, µ = 1 día.

5.2

=

= 1 día

1 día 90 2 defectos = 1 día

Fig. 22: Un gráfico de Markof muestra que la disponibilidad media de la energía es 91 veces mejor con una red IT que con una red TN o TT.

n hospitales, n pistas de despegue de los aeropuertos, n naves, n factorías con proceso de fabricación continua, n laboratorios, n cámaras frigoríficas de almacenamiento, n centrales eléctricas.

Mayor seguridad frente al riesgo de incendio La electricidad es una causa frecuente de incendios. Las normas fijan en 500 mA el umbral de este riesgo cuando hay defecto de aislamiento (JF C 15 -100, parte 482.2.10). Este valor puede sobrepasarse mucho, especialmente con las corrientes erráticas que recorren las estructuras de los edificios cuando hay defectos con el esquema TN. Nótese también que éste es el único ECT que controla el aislamiento del conductor neutro,

puesto que el esquema TN -S puede convertirse inadvertida y peligrosamente en esquema TN - C cuando se produce un defecto neutro - CP, lo que provoca un importante aumento del riesgo de incendio. Por este motivo en ciertos establecimientos con riesgo de incendio y explosión se utiliza el esquema IT puesto que la corriente del primer defecto es especialmente baja (capítulo 1). Por otra parte, recuérdese que fue en las minas con grisú donde se utilizaron por primera vez los CPA.


5.3

Medios de paro en los circuitos de mando y control El esquema de actuación de los relés de la figura 23 con esquema TN, representa tres defectos de aislamiento posibles que, cuando son francos, provocan la parada inmediata de la explotación; parada inmediata cuyas consecuencias materiales y económicas rara vez son despreciables. Estos defectos tienen las mismas consecuencias que con el esquema TT.

A pesar de todo, como ya se ha dicho en el capítulo 2, la utilización del esquema IT tiene sus límites que se describirán en el próximo apartado.

Especialmente los defectos c y d que provocan el disparo de la protección general impidiendo cualquier maniobra posterior, como por ejemplo, la orden de cambio de sentido en un transbordador!

N

CP d

Por otra parte, estos mismos «primeros defectos» que pueden provocar riesgos de funcionamiento y hasta accidentes con los esquemas TN y TT, no tienen secuelas con el esquema IT, salvo que se produzcan como segundo defecto, lo que es muy poco probable (apartado 5.1).

RB

a

b

c

d

El defecto a no es detectable. El defecto b impide la función de parada. Los defectos c y d provocan un cortocircuito.

El cableado de estos circuitos requiere un cuidado mucho mayor con los esquemas TT y TN que con el esquema IT, puesto que este último avisa del incidente (primer defecto de aislamiento) y así previene de los riesgos eléctrico y mecánico. Precisamente los CPA se utilizan cada vez más para supervisar las redes de automatismos.

5.4

M

A

Estos ejemplos muestran que aunque la seguridad de las personas por riesgo eléctrico queda asegurada con todos los ECT, incluido el uso de muy bajas tensiones de seguridad, en ciertos casos, la seguridad de personas por riesgo mecánico puede no quedar asegurada.

Es frecuente aconsejar una solución adicional, especialmente con los automatismos con relés para dispositivos electrónicos sensibles a las perturbaciones electromagnéticas, consistente en alimentar separadamente los circuitos de mando y control mediante transformadores BT / BT con arrollamientos separados.

3 2 1 N

A

M a

b

c

d

El defecto a no es detectable. Los defectos b, c y d provocan un cortocircuito.

Fig. 23: Según el esquema instalado, un circuito de control-mando puede estar afectado por varios tipos de defectos de aislamiento que provocan siempre una parada de la explotación con los esquemas TT y TN.

Límites y precauciones de empleo del esquema IT Los límites de utilización del esquema IT afectan a los receptores y a las redes.

el mismo handicap que las redes extensas que utilizan el esquema IT.

Límites debidos a los receptores

Estas fugas capacitativas tienen una particularidad respecto a la capacidad distribuida esencialmente debida a los cables de una red, y es que pueden estar desequilibrados. Un ejemplo claro lo constituyen los equipos de ofimática: ordenadores, monitores e impresoras,

n con un gran acoplamiento capacitativo a tierra (presencia de filtros) Diversos equipos con filtros capacitativos (figura 24) tienen, dependiendo de su número,


Equipo

Capacidad red/tierra

Micro-ordenador

de 20 nF a 40 nF

SAI

40 nF

Variadores de velocidad

70 nF

Tubos fluorescentes (en grupos de 10)

20 nF

Recuérdese: o para la seguridad de las personas (UC ≤ UL) el límite que no hay que rebasar es de 3C ≤ 70 µF, o para el control de aislamiento, los CPA con inyección de corriente continua no son afectados por estas capacidades. Téngase presente que si los aparatos se conectan a las tres fases, estas corrientes capacitativas se anulan mutuamente cuando están equilibradas (suma vectorial).

Fig. 24: Valores capacitativos indicativos de los filtros de AF que incorporan diversos equipos.

conectados a una misma derivación monofásica. Hay que saber que los filtros antiparasitarios (obligatorios según la directiva europea sobre CEM) instalados en estos aparatos producen en monofásica corrientes de fuga permanentes a 50 Hz que pueden alcanzar 3,5 mA por aparato (CEI 950); estas corrientes de fuga se suman si los aparatos están conectados a una misma fase.

n Con una pequeña resistencia de aislamiento

Para que no se produzcan disparos intempestivos (figura 25) sobre todo cuando los DDR instalados son de umbral bajo, la corriente de fuga permanente no puede sobrepasar 0,17 I∆n en esquema IT. En la práctica, se aconseja no alimentar más de tres ordenadores completos con un mismo DDR de 30 mA.

Límites debidos a las características físicas de las redes

Es sobre todo el caso de hornos de inducción y soldadura con arco, pero también el de cables muy viejos. Una baja resistencia de aislamiento equivale a un defecto permanente de aislamiento: el esquema IT se «transforma» en esquema TN o TT, con un CPA permanentemente en alarma.

Las «fugas capacitativas» importantes perturban el control del aislamiento con los CPA a inyección de corriente alterna y la búsqueda del primer defecto con un generador «de muy baja frecuencia» (capítulo 2). Durante un defecto de aislamiento, pueden también provocar la

Este inconveniente existe también con los esquemas TT y TN.

Da

(A)

1 2 3 N

DDR 30 mA Db

(B)

CF

CF

Fig. 25: En esquema IT, la circulación de corrientes capacitativas puede provocar disparos intempestivos de los DDR que suelen llamarse «disparos por simpatía». Aquí, si hay un defecto en la derivación B, el interruptor automático Da situado en una derivación muy capacitativa (con varios filtros) puede disparar en lugar de Db.


circulación de corrientes diferenciales susceptibles de provocar disparos intempestivos, llamados «por simpatía», de los DDR situados en las salidas de gran longitud o muy capacitativas (Cuaderno Técnico nº 114). Por tanto, el esquema IT no se aconseja para redes extensas, que tengan derivaciones largas, por ejemplo para la distribución de energía en varios edificios separados unos de otros. Caso de redes con alimentación de emergencia Independientemente de la fuente de tensión que esté en servicio, el poder alimentar una red con diversas fuentes requiere asegurar la detección del primer defecto y la desconexión con el segundo. n La supervisión continua del aislamiento de la red con cualquiera de las fuentes de alimentación obliga a estudiar perfectamente la colocación del CPA. Según su emplazamiento, la supervisión del aislamiento puede ser parcial (figura 26). No es aconsejable la conexión permanente de dos CPA en las posiciones A y B, porque se influyen mutuamente durante la conexión. En cambio, la posición C podría ser aceptable, si el acceso a las fuentes de alimentación está reservado al personal experimentado, pero, en el momento de efectuar una conmutación de fuentes existe el riesgo de constatar la existencia de un defecto previo en la nueva

CPA A

CPA B R

CPA C

Fig. 26: Supervisión de aislamiento en diversas partes de una red con una fuente de emergencia.

fuente. Es por tanto preferible prever un CPA en cada fuente [A y B] con un conjunto de relés [R] que impida el funcionamiento simultáneo de los dos aparatos en un mismo circuito. Existen también nuevos sistemas de control de aislamiento que utilizan el intercambio de informaciones mediante buses digitales y que se adaptan automáticamente a la configuración de la red, evitando el sistema de relés que suele ser complicado (figura 27). n El disparo con el segundo defecto, independientemente de la fuente de tensión, necesita, como con el esquema TN, verificar la compatibilidad de los DPCC con las corrientes de defecto presuntas; especialmente cuando la fuente de sustitución es un grupo electrógeno. En efecto, la corriente de cortocircuito que proporciona es muy inferior a la de un transformador MT / BT alimentado por las redes de distribución pública, por tanto, el umbral de actuación de los DPCC debe preverlo. Una primera solución consistiría en bajar el umbral de estas protecciones, pero entonces las posibilidades de selectividad amperimétrica se reducirían. Una segunda respuesta, más fácil, es prever DDR de baja sensibilidad. n Con Alimentación Estática Ininterrumpida –SAI– Las dificultades que se encuentran son las mismas que con un GE. Únicamente hay que decir que la supervisión del aislamiento es en este caso más compleja, puesto que depende de las diferentes configuraciones de la explotación que puede tener un SAI. En la práctica En todos estos casos en los que hay condiciones especiales de utilización, la solución más adecuada es limitar el uso del esquema IT únicamente a las redes que alimentan equipos que obligan a una gran disponibilidad de la energía. n En una instalación existente, para mejorar esta continuidad de servicio, hay que identificar las derivaciones con bajo aislamiento y alimentarlas independientemente, por ejemplo, con un esquema TN, reservando la red con esquema IT para las utilizaciones más exigentes. Esta solución necesita la instalación


Interface de comunicación

Bus de intercambio de informaciones

XTU

XM300C

CPA

XM300C

CPA

XM300C

CPA

Fig. 27: Sistema de supervisión de aislamiento de diversas partes de una red con varias fuentes (Vigilohm System de Merlin Gerin).

de un nuevo transformador o BT / BT o directamente MT / BT según las potencias necesarias. Una solución similar puede utilizarse para alimentar máquinas que tengan problemas en explotación IT. n Para una instalación nueva, la distribución eléctrica con el esquema IT requiere prever desde el principio las necesidades de continuidad del servicio. Es preferible, para reducir la incidencia de la capacidad de la red respecto a tierra, limitar la extensión de esta red a un solo edificio por ejemplo.

Por último, si se necesita la tensión simple, la distribución del conductor neutro deberá supervisarse muy seriamente, puesto que: o el aislamiento del neutro ha de estar supervisado, o la utilización de interruptores automáticos de curva B o G y de DDR de baja sensibilidad permite simplificar el estudio de las protecciones, ... y evita la instalación, y por tanto el coste adicional, de un transformador específico o una línea especial.


6

Conclusión

La evolución de los diferentes ECT debe seguir la evolución de las necesidades de los usuarios de la energía eléctrica.

6.1

La disponibilidad: una necesidad creciente que hay que satisfacer Con todos los equipos informáticos, automáticos y de control y mando, todos los centros de producción importantes (industriales, comerciales...) exigen una mayor disponibilidad de energía eléctrica. Esta energía actualmente se considera como un simple producto al cual se aplican los criterios de calidad entre los que el más importante es la disponibilidad. Para que los usuarios aprovechen esta mejora de la disponibilidad, esta demanda, que ya tienen en cuenta los distribuidores de energía, debe de

6.2

estar también integrada en el diseño de las nuevas instalaciones de distribución internas y privadas... Es aquí donde el esquema de conexión a tierra IT toma toda su importancia señalizando siempre el primer defecto (no peligroso) y permitiendo su reparación. Pero para que una red se beneficie de todas las cualidades del esquema IT, el diseñador debe de implicarse mucho en el funcionamiento de la futura red y conocer perfectamente los equipos que hay que alimentar.

El esquema IT encuentra su verdadero emplazamiento Utilizable en muchas instalaciones eléctricas

Para los circuitos de distribución adaptados

El esquema IT se presenta como utilizable en un gran número de instalaciones eléctricas de los países industrializados, excepto para ciertas aplicaciones (ejemplo: hornos de arco, viejos circuitos de alumbrado) y en ciertas situaciones (por ejemplo: medios húmedos, redes muy extensas) que presentan normal o frecuentemente un bajo nivel de aislamiento. Estos países disponen en efecto de electricistas competentes y en suficiente número para poder intervenir rápidamente en una instalación (dentro de la jornada laboral), y además, sus infraestructuras permiten la instalación de la televigilancia.

La evolución de las necesidades de continuidad del servicio y la instalación de nuevas máquinas de características particulares, especialmente en el campo de la compatibilidad electromagnética –CEM–, hacen que a veces la alimentación eléctrica deba de efectuarse con circuitos de distribución adaptados. Así el desarrollo de redes privadas de distribución tiene diferentes sub-redes que tienen un ECT adecuado. En estas condiciones el esquema IT garantiza sin problemas la continuidad del servicio requerida.


6.3

Ventajas de una mayor seguridad El diseñador de la instalación debe también tener presentes los riesgos de incendio y explosión y responder a las exigencias de CEM (perturbaciones de las medidas y de las comunicaciones). El esquema IT es el que tiene un mayor número de ventajas y consigue alcanzar mejor las necesidades específicas de los usuarios, como son: n mejor CEM (interconexión de masas y, en principio, una sola toma de tierra),

Además, su empleo favorece la evolución de los materiales y equipos (CPA, aparatos de búsqueda, supervisor, ...) que permiten: n anticiparse a las intervenciones (predicción), n una búsqueda del primer defecto de aislamiento muy rápida (automatismo), e incluso a distancia (supervisión mediante buses o conexiones digitales), n la preparación-previsión de las reparaciones (telediagnóstico).

n riesgo mínimo de incendio y explosión (bajas corrientes con el primer defecto).

6.4

En resumen Evidentemente, después de leer este documento, cualquier lector, que deba escoger el esquema de conexión a tierra de una red de distribución eléctrica, entiende perfectamente la importancia de evaluar los imperativos ligados a los equipos utilizados y al entorno, pero también los imperativos que dependen de las condiciones de estudio de la instalación y de las ulteriores modificaciones.

Aquí es indispensable recordar brevemente cada uno de los ECT con sus ventajas e inconvenientes (figura 28). Nota: En esta tabla, el coste de la instalación no se ha abordado, porque, el sobrecoste eventual de un esquema IT (CPA, sistema de búsqueda del defecto), debe compararse con las pérdidas económicas que provoca una parada imprevista de la explotación con un primer defecto... y sopesarlo según la actividad.

TT

TN-C

TN-S

IT

Seguridad de personas (instalación perfecta)

nnn

nnn

nnn

nnn

Seguridad de los bienes n contra los riesgos de incendio n en protección de las máquinas contra defectos de aislamiento

nnn nnn

o o

oo o

nnn nnn

Disponibilidad de la energía

oo

oo

oo

nnnn

Compatibilidad electromagnética

oo

o

oo

oo

Para efectuar la instalación y el mantenimiento n competencia n disponibilidad

nn o

nnnn oo

nnnn oo

nnn nnn

n n n n excelente n n n bueno o o medio o malo

Fig. 28: Resumen de ventajas e inconvenientes de los diferentes ECT.


7

Bibliografía

Normas y decretos n CEI 60364: Instalación eléctrica en edificios. n CEI 60 479-1: Efectos de la corriente en el hombre y en los animales domésticos. n CEI 60 947-2: Aparamenta BT –2ª parte–: interruptores automáticos. n CEI 60950: Seguridad de los equipos de proceso de datos. n CEI 61000: Compatibilidad electromagnética n CEI 61557, NF EN 61557: Seguridad eléctrica en las redes de distribución BT de 1000 Vca y 1500 Vcc – Dispositivos de control, de medida y de supervisión de medidas de protección: – 6ª parte: Dispositivos diferenciales residuales en redes IT. – 8ª parte: Controladores de aislamiento para redes IT. n NF C 15-100: Installations électriques à basse tension.

Cuadernos Técnicos Schneider: n Puesta a tierra del neutro en redes industriales AT. Cuaderno Técnico nº 62 F. SAUTRIAU n Los dispositivos diferenciales residuales. Cuaderno Técnico nº 114 R. CALVAS

n La compatibilidad electromagnética. Cuaderno Técnico nº 149 F. VAILLANT n Las perturbaciones armónicas en las redes industriales y su tratamiento. Cuaderno Técnico nº 152 N. QUILLON, P. ROCCIA n Cálculo de corrientes de cortocircuito. Cuaderno Técnico nº 158 R. CALVAS, A. DUCLUZAUX, B. De METZNOBLAT, G. THOMASSET n Los esquemas de conexión a tierra en BT (regímenes de neutro). Cuaderno Técnico nº 172 R. CALVAS, B. LACROIX n Los esquemas de conexión a tierra en el mundo y su evolución. Cuaderno Técnico nº 173 R. CALVAS, B. LACROIX n Perturbaciones de los sistemas electrónicos y esquemas de conexión a tierra. Cuaderno Técnico nº 177 R. CALVAS n Sobretensiones y limitadores de sobretensión en BT –coordinación del aislamiento en BT–. Cuaderno Técnico nº 179 Ch. SERAUDIE n Cuadro General BT inteligente. Cuaderno Técnico nº 186 A. JAMMES n Coexistencia de corrientes fuertes y corrientes débiles. Cuaderno Técnico nº 187 R. CALVAS, J. DELABALLE


Instalaciones Electricas en Media Tension - Pro Cobre Chile

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