Capítulo 13_15 Ene 15 Metodología

Capítulo XIII Coordinación de protecciones de sobrecorriente La coordinación de protecciones de sobrecorriente de una red eléctrica consiste en un estudio que tiene por objetivo organizar las curvas características de respuesta corriente-tiempo de todos los dispositivos de protección de sobrecorriente conectados en serie en una ruta de coordinación definida previamente a partir del diagrama unifilar general la red. Como se verá más adelante, en dicha ruta de coordinación, se debe considerar desde aquel dispositivo que protege la carga más lejana de la fuente de alimentación que opera en el nivel más bajo de voltaje hasta la propia fuente. El objetivo se alcanza mediante un procedimiento que permite determinar las características técnicas, rangos y ajustes de los dispositivos de protección de sobrecorriente, para garantizar que en caso de una falla de cortocircuito o sobrecarga en cualquier parte de un sistema eléctrico, la operación de dichos dispositivos se realice en forma selectiva, con el fin de aislar o desconectar únicamente la parte fallada del sistema y así brindar la continuidad del servicio en los sectores no fallados. Los dispositivos de protección que detectan fallas dentro de su zona de operación no se coordinan con otros tipos de protecciones. Por ejemplo, sistemas de protección que emplean relevadores diferenciales no se coordinan con otras protecciones ya que no responden a fallas externas o fuera de su

zona de protección delimitada por la conexión física de los transformadores de corriente a través de los cuales son alimentados. ¿Cuando se realiza un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente? En instalaciones nuevas es muy común que las capacidades del equipo eléctrico cambien antes de que la planta industrial arranque, pero después de que los equipos han sido comprados y quizás hasta instalados. Estos cambios deben anticiparse al especificar los dispositivos de protección, de tal manera que el rango resulte suficientemente flexible para proteger una carga individual o un circuito derivado. Un estudio de coordinación de protecciones preliminar debe realizarse durante las primeras etapas del diseño de un sistema nuevo, con el objeto de verificar que las capacidades de los dispositivos de protección pueden ser selectivas. Los ajustes reales o finales de dichos dispositivos, se determinan después de que el diseño se ha terminado y que todas las corrientes de las cargas y de las fallas han sido calculadas. Los dispositivos de protección de respaldo y sus ajustes, se seleccionan para operar con un intervalo de tiempo posterior a la operación de las protecciones primarias. De tal manera que un dispositivo de respaldo, deberá ser capaz de soportar las condiciones de falla

XIII.1

PROTECCIONES ELÉCTRICAS V. AYALA

de un periodo de tiempo mayor que el de la protección primaria. En la mayoría de los casos, la operación de un dispositivo de respaldo aislará o desconectará otros circuitos además de los sectores fallados o sobrecargados que desconectará la protección primaria. También, un estudio de coordinaciones debe realizarse cuando se presentan algunas de las siguientes condiciones: 1) Incremento de la corriente de

cortocircuito que aporta el sistema de alimentación hacia la red eléctrica del usuario.

2) Instalación de nuevas cargas en la red eléctrica del usuario.

3) Sustitución de equipos existentes en la red eléctrica del usuario por otros de mayor capacidad.

4) Cuando una falla en algún equipo alejado de la fuente de alimentación produce la desconexión de la mayor parte del sistema.

Sensibilidad contra selectividad. Al utilizar los dispositivos de protección resulta frecuente encontrarse ante el dilema de “establecer disparos selectivos en las protecciones de sobrecorriente o asegurar la protección adecuada de un equipo”. No se debe dudar, primero es la sensibilidad que otorga protección adecuada, con lo cual se garantiza un periodo de vida útil más prolongado para los equipos que integran una red eléctrica.

1

2

2

1

F1

F2

F3

3

Figura XIII.1

El siguiente ejemplo puede ayudar a tener más claro el concepto antes citado. Si en la ruta de coordinación del diagrama unifilar de la figura XIII.1 se establece una falla F1, por los dispositivos de protección 1, 2 y 3, circulará la corriente de falla de la misma magnitud. Para obtener una respuesta selectiva, el ajuste de los dispositivos deberá ser tal que a pesar de que los tres dispositivos detecten la falla de manera simultanea, lo que implica que los tres sean sensibles a dicha falla, el dispositivo 1 será el que la desconecte en un periodo de tiempo más corto, quedando como protecciones de respaldo los dispositivos 2 y 3. Es decir, el dispositivo 2 sólo disparará si el dispositivo 1 llegase a fallar, y a su vez el dispositivo 3 si llegaran a fallar los dispositivos 1 y 2. Si la falla ocurre en el punto marcado como F2, por el dispositivo 1 no circularía la corriente de falla, por lo que el dispositivo que deberá abrir es el dispositivo 2, y el dispositivo 3

XIII.2

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE V. AYALA tendrá la función de respaldo. Ahora bien, si la falla se presenta en el punto F3, el dispositivo de protección que debe actuar será el dispositivo 3. Sin embargo, si el conseguir selectividad de disparos implicara la no protección adecuada de algún equipo, resultará preferible que en caso extremo dispare el dispositivo 2 y aún el dispositivo 3, cuando se presente la falla F1. Corriente de cortocircuito. Con la finalidad de obtener una coordinación completa en la respuesta del equipo de protección, es necesario determinar las magnitudes de las corrientes de cortocircuito en cada uno de los “buses” o barras del sistema. Las corrientes de cortocircuito se pueden determinar utilizando el método que se describe a partir de la página 109 del Capítulo 4 de la norma 141-1993 ANSI / IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plant. Red Book, que aborda la solución de tres redes básicas. a) First-cycle duties for fuses and circuit breakers b) Contact-parting (interrupting) duties for medium- and high-voltage circuit breakers c) Short-circuit currents at operating times for time-delayed relaying devices Como se sabe, se pueden presentar diferentes tipos de fallas de cortocircuito, pero la solución de la falla trifásica arroja valores que permiten simplificar el trabajo correspondiente a las protecciones eléctricas. Sin embargo, según el tipo de estudio a realizar, se deben obtener los valores que se indican en los párrafos XIII.A y XIII.B correspondientes al “Estudio de coordinación de protecciones para la falla trifásica” y al “Estudio de

coordinación de protecciones para la falla monofásica” respectivamente. XIII.A Estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente para la falla Trifásica. 1) Corriente de cortocircuito en el primer ciclo después de ocurrida la falla, cuyo valor se obtiene con la solución de la “primera red”. Esta corriente se usa para determinar los ajustes de los dispositivos de protección de sobrecorriente con características de disparo instantáneo, como son: relevadores designados como dispositivos 50 y fusibles en AT, MT y BT, así como interruptores en caja moldeada tipos termomagnéticos o estáticos y electromagnéticos que como se sabe están diseñados para operar sólo en baja tensión. 2) Corriente de cortocircuito después de aproximadamente 30 ciclos de ocurrida la falla, cuyo valor se obtiene al resolver la “tercera red”. Este valor se usa para determinar los ajustes de los dispositivos de protección de sobrecorriente con característica de respuesta con retardo de tiempo como son los relevadores de sobrecorriente designados como dispositivos 51.

XIII.B Estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente para la falla monofásica. Es necesario obtener la corriente de falla a tierra, la cual se utiliza para coordinar la respuesta de los equipos de protección contra falla a tierra; por ejemplo: los relevadores designados como dispositivos 51N y 50G. Ya que el cálculo de estas corrientes involucra las impedancias de las tres secuencias (positiva, negativa y

XIII.3


cero), según el estándar 141 ANSI IEEE, se sugiere que para obtener los valores máximo y mínimo de la corriente de falla a tierra, se utilicen las impedancias equivalentes de Thevenin para la secuencias positiva y negativa (considerando que ZPOSITIVA = ZNEGATIVA), aquellas que resulten de la solución de la “primera red” y de la “segunda red” respectivamente. Recordando que la magnitud de la corriente de falla a tierra se obtiene de la siguiente expresión:

G

NLFT ZZZZ

VI3

3

021 +++= −

Donde: Z1 = impedancia equivalente de Thevenin de secuencia (+). Z2 = impedancia equivalente de Thevenin de secuencia (-). Z1 = impedancia equivalente de Thevenin de secuencia (0). Z1 = impedancia equivalente de Thevenin de aterrizamiento. Siendo Z1 = Z2 igual a la Z equivalente de Thevenin de la primera o tercera red, según se quiera obtener la corriente máxima o mínima de falla a tierra, como se mencionó anteriormente. Márgenes o intervalos de tiempo de coordinación. Cuando se trazan las curvas para una coordinación de protecciones, es necesario establecer ciertos intervalos de tiempo entre las curvas de los diferentes dispositivos de protección de sobrecorriente para garantizar la respuesta selectiva y secuencial de los mismos. Estos intervalos de tiempo son necesarios, ya que, por ejemplo, en el caso de los relevadores de tecnología electromecánica del tipo disco de

inducción tienen lo que se llama el “sobreviaje”, además de las tolerancias de error en las curvas características de respuesta que aplica a relevadores de tecnologías estáticas incluyendo los microprocesados. Algunos fusibles tienen definida su velocidad de respuesta dentro de una banda y los interruptores tienen una velocidad de operación específica. Cuando se coordinan relevadores de sobrecorriente con características de retardo de tiempo, el margen de coordinación esta entre 0.3 y 0.4 segundos. Como se puede observar en la figura XIII.2 este intervalo de tiempo se mide entre las curvas características de respuesta tomando como referencia la corriente de falla de valor mínimo, la cual circula simultáneamente por ambos dispositivos. El margen de coordinación esta integrado a partir de los componentes indicados en la base de la figura y que a continuación comentan:

• 0.083 segundos. Correspondientes al

tiempo de apertura de un interruptor de potencia de 5 ciclos.

• 0.100 segundos. Por el “sobreviaje” del disco de inducción del relevador. Cuando se usan relevadores de estado sólido o microprocesados el sobreviaje desaparece, con lo cual este tiempo no se considera, y en consecuencia se reduce el margen de coordinación.

• 0.200 segundos. Es el margen de seguridad que se considera por la saturación de los TC, errores de ajuste, etc. Este margen puede reducirse al eliminar en campo los errores de ajuste en el relevador, lo cual se consigue modificando el ajuste del valor del “dial” de tiempo del relevador, a fin de que opere de acuerdo a las curvas de especificación requeridas por el estudio de coordinación.

XIII.4

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE V. AYALA Cuando se coordinan interruptores de BT en caja moldeada (termomagnéticos o estáticos) y electromagnéticos, las curvas características de respuesta no deben traslaparse (encimarse). Por lo general, los fabricantes informan de los márgenes de coordinación, ya que las curvas de respuesta para cada ajuste que ofrecen están bien definidas. Dichos márgenes consisten en una ligera separación entre las diferentes curvas (ver curvas características de respuesta para interruptores electromagnéticos en baja tensión en la figura III.7). Las figuras XIII.3, XIII.4, XIII.5, XIII.6, XIII.7 y XIII.8 muestran los márgenes de coordinación recomendados para diferentes combinaciones de dispositivos de protección de sobrecorriente. Los casos que no queden contemplados dentro de estos ejemplos deben ser analizados en forma particular haciendo consideraciones similares a las antes expuestas.

52

51

52

51

LINEA

CARGA

I FALLA

0.383SEG

1

1

2 2

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE:0.083 S TIEMPO DE APERTURA DEL INTERRUPTOR (5 CICLOS)

0.19 S SOBRECARRERA DEL DISCO DE INDUCCION0.20 S MARGEN DE SEGURIDAD

Figura XIII.2 Margen de Coordinación para Relevador de Tiempo Inverso (51) contra Relevador de Tiempo Inverso (51).

52

51

52

5051

LINEA

CARGA

I FALLA

1

2

I FALLA

0.283 seg

0.383seg

1

2

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE:0.083 SEG Tiempo de apertura del interruptor

(5ciclos).0.10 seg Sobrecarrera del disco de inducción.0.10 seg Margen de sguridad (0.20 seg para

relevador a relevador).

Figura XIII.3 Margen de Coordinación para Relevador de tiempo Inverso (51) contra Relevador de tiempo Inverso con Unidad de Disparo Instantáneo (50/51).

52

51

LINEA

2

1

1

2

0.20 SEG

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE:0.10 SEG. SOBRECARRERA DEL DISCO DE INDUCCION.

0.10 SEG. MARGEN DE SEGURIDAD.

I falla

Figura XIII.4 Margen de Coordinación para Relevador de Tiempo Inverso (51) contra Fusible.

XIII.5


LINEA

52

5051

CARGA

1

2

0.83SEG

0.183SEG

I fallaI falla

1

2

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE:0.083 SEG TIEMPO DE APERTURA DEL INTERRUPTOR (5 CICLOS)

0.010 SEG MARGEN DE SEGURIDAD Figura XIII.5 Margen de Coordinación para Fusible contra Relevador de Tiempo Inverso con Unidad de Disparo Instantáneo Dispositivo (50/51).

52

51

CARGA

LINEA

1

2 2

I falla

1

0.183seg

EL MARGEN DE TIEMPO:0.083 SEG TIEMPO DE APERTURA DEL INTERRUPTOR (5 CICLOS)

0.10 SEG MARGEN DE SEGURIDAD Figura XIII.6 Margen de Coordinación para Fusible contra Relevador de Tiempo Inverso (51).

52

51

LINEA

2

CARGA

2

1

1

PUNTOS ANSI

.

. .

.I mag

CURVA DE DAÑO

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE0.10 SEG MARGEN DE SEGURIDAD

0.10 SEG SOBRECARGA DEL DISCO DE INDUCCION

Figura XIII.7 Margen de Coordinación para Relevador de Tiempo Inverso (51) contra Fusible en Baja Tensión.

52

51

LINEA

2

CARGA

1

2

EL MARGEN DE TIEMPO INCLUYE:0.10 SEG. SOBRECARRERA DEL DISCO DE INDUCCION

0.10 SEG. MARGEN DE SEGURIDAD

PUNTOS ANSI

CURVA DEDAÑO

0.20 SEG.

I MAGNETIZANTE

.

. .

1

I falla

Figura XIII.8 Margen de Coordinación para Relevador de Tiempo Inverso (51) contra Interruptor de disparo de acción directa en

XIII.6

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE V. AYALA Baja Tensión (termomagnético o electromagnético). Corrientes de flujos de cargas. Además de los estudios de cortocircuito y de caída de voltaje, se debe realizar un estudio de “flujos de carga” para determinar las corrientes de carga en los estados normal y de emergencia en cada centro de carga y a través de cada circuito derivado. Los datos de corriente de carga se utilizan para determinar las capacidades continuas en cables, equipos y dispositivos de protección. Tales valores resultan muy valiosos cuando se ajustan los dispositivos para proteger tanto al equipo como al cable instalado. Otro factor importante en la protección del cable de un circuito alimentador, es la corriente máxima de cortocircuito en el punto de su instalación. El aislamiento del conductor no debe dañarse por la temperatura tan alta que se alcanza cuando la corriente de falla fluye a través de el. Se deben respetar las recomendaciones que para prevenir de algún daño al aislamiento proporcionan los fabricantes de cables mediante las curvas del calibre y de la corriente de cortocircuito basadas en la temperatura de daño del aislamiento del cable (ver la figura XI.1). En la coordinación de los sistemas de protección, el cable debe soportar la corriente máxima de cortocircuito por un periodo de tiempo equivalente al tiempo de disparo de la protección primaria. En muchos casos esto determina el calibre mínimo que se debe usar en un sistema de potencia en particular. Para mayor información se recomienda consultar el capitulo XI “Protección de Conductores” de estas notas en donde se ilustran de manera detallada y mediante ejemplos de

aplicación, los criterios para la protección de cables. Planeación inicial para realizar un estudio de coordinación. La Norma 242-1985 ANSI/IEEE considera los siguientes pasos a seguir en la planeación de un estudio de coordinación. 1) Desarrollar un diagrama unifilar que

incluya la información que se indica en el párrafo XIII.c “Datos requeridos para un estudio de coordinación”, de este mismo capitulo.

2) Determinar los flujos de carga. 3) Determinar la magnitud de la corriente

de cortocircuito en cada barra del sistema. Como ya se mencionó anteriormente, se recomienda usar el método de solución de las tres redes básicas descrito en la Norma ANSI/IEEE 141-1993.

4) Seleccionar las relaciones de transformación de los transformadores de corriente y las características de operación y curvas de respuesta corriente-tiempo de todos los dispositivos de protección.

XIII.C Datos que se requieren para un

estudio de coordinación. El primer requisito es contar con el diagrama unifilar general de la red eléctrica, el cual debe contener lo siguiente: 1) Potencias y voltajes nominales, así

como valor de impedancia y tipo de conexión de todos los transformadores.

2) Posición de todos los interruptores del sistema en estados normal y de emergencia.

3) Datos nominales de los motores de mayor capacidad, así como las

XIII.7


características, y frecuencia de arranque.

4) Calibre, tipo, y marca del fabricante de los conductores.

5) Relación de transformación de los transformadores de corriente (TC), así como de su clase de precisión, y características y longitud de los conductores con los que se conectan los relevadores a los TC. Esto último, para determinar el porciento de error que se presenta al momento de operar la protección bajo una condición de falla. (ver ejemplo de cálculo en el capítulo VII).

6) Características y rangos de ajuste de todos los dispositivos de protección de sobrecorriente, si se trata de una instalación existente. Si es un proyecto nuevo, las características y rangos de ajuste se determinarán para cada elemento del sistema, de acuerdo a los procedimientos dictados en los capítulos anteriores.

Limites de protección. En un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, se debe considerar la protección de transformadores, motores, alimentadores, etc. Cada uno de estos elementos tiene límites de protección que determinan condiciones normales de operación y de daño al equipo. Dichos límites son utilizados para definir las zonas de operación de los dispositivos de protección. De hecho la información se deberá procesar de acuerdo a los criterios específicos recomendados para la protección de cada uno de los elementos que integran un sistema eléctrico, y que fueron descritos en forma detallada en los capítulos que antecedieron a este tema.

Procedimiento para realizar un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente. Se recomienda seguir los siguientes pasos: 1) Obtener un diagrama unifilar que contenga la siguiente información: 1a) Datos nominales de todos los elementos que integran el sistema (generadores, transformadores, alimentadores, motores, etc.) según se indica a continuación: Motores. Potencia en HP, voltaje de operación, corriente nominal, corriente y tiempo de arranque, factor de magnetización, factor de servicio y coordenadas del punto MST (“motor stall time” tiempo máximo de atascamiento) y frecuencia de arranques. Transformadores. Potencia en kVA, tipo de conexión y voltaje de operación de los devanados primario y secundario, impedancia, sistema de enfriamiento, elevación máxima de temperatura y capacidad de sobrecarga máxima permitida. Alimentadores (cables). Tipo de material conductor (cobre o aluminio), calibre en MCM, corriente máxima circulando, tipo de aislamiento, temperatura inicial (temperatura de cortocircuito especificada por el fabricante), número de conductores por fase, y tipos de canalización. Alimentadores (barras). Corriente nominal, y capacidad de sobrecarga máxima permitida. Generadores. Capacidad en MVA, corriente nominal, capacidad de sobrecarga, voltaje nominal, corriente de cortocircuito en las terminales del generador.

XIII.8

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE V. AYALA 1b) Esquema básico de protecciones de sobrecorriente propuesto para cada elemento del sistema. 1c) Corrientes de cortocircuito trifásico en cada barra del sistema, calculadas a partir del procedimiento propuesto por la Norma ANSI / IEEE-141-1993. 2) Establecer la ruta de coordinación.

La ruta de coordinación debe incluir al menos un elemento para cada nivel de voltaje de operación que contenga el sistema. Dicho elemento suele ser el de mayor capacidad, y si existen dos con la misma capacidad se toma el que tenga en su esquema de protección el dispositivo de sobrecorriente con característica de respuesta más lenta. Para tener un control sobre los dispositivos de protección se les numera en orden progresivo, asignando el número al más alejado de la fuente

de alimentación.

3) Seleccionar la escala adecuada de corriente para trazar las curvas. Considerando los grandes sistemas o aquellos que sin ser demasiado grandes contienen varios niveles de voltaje de operación, la corriente nominal del ejemplo que en la ruta de coordinación se encuentra más alejado de la fuente de alimentación, debe quedar trazada lo más cerca posible al eje izquierdo del tiempo. A esta corriente se le conoce con el nombre de “limite inferior”. Al mismo tiempo, se establece lo que se llama el “limite superior”, que por lo general resulta ser el valor de la corriente de cortocircuito correspondiente a la barra o “bus” del nivel más alto de voltaje, el cual debe quedar trazado lo más cercano al eje derecho de los tiempos en la hoja log-log.

1

XIII.9


Ejemplo para definir la ruta de coordinación de un caso de estudio. Para realizar un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente para falla trifásica, la figura XIII.9 muestra el diagrama unifilar simplificado de una red eléctrica típica de un complejo de petroquímica básica o de una refinería. Por otro lado, la figura XIII.10 presenta la “ruta de coordinación”, que ha sido definida siguiendo las recomendaciones descritas en el punto 2 del procedimiento anteriormente expuesto. Para facilitar el manejo, procesamiento de información y documentación de la memoria de cálculo se deben usar los formatos propuestos para cada uno de los elementos que integran la ruta de coordinación haciéndose los comentarios que se consideren convenientes para precisar el estudio.

KVBASE

Limite inferior

Limite superior

In Motor M1 = 148 A

Icc Bus 13.8 kV= 25000 A sim

0.48

A14848.048.0148 =

A750,71848.08.1325000 =

4.16

A0.1716.448.0148 =

A932,8216.48.1325000 =

13.8

A1.58.13

48.0148 =

A250008.138.1325000 =

Al trazar los valores de la tabla anterior en la figura XIII.16 que muestra el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente completo, al usar kVBASE = 13.8, el límite inferior se ubica prácticamente sobre el valor mínimo del eje de corriente pegado al eje izquierdo de tiempo, mientras que el límite superior queda dentro del rango de la escala del eje de corriente de la hoja “log-log” sin usar factores modificadores base diez con exponentes.

Por lo que en base a ese criterio conviene seleccionar kVBASE =13.8 Los datos nomínales de cada uno de los elementos que se incluyen en la ruta de coordinación, así como las especificaciones de los dispositivos de protección, se deben vaciar en los formatos correspondientes con la misma clave numérica asignada a cada dispositivo.

XIII.10

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE V. AYALA

G2G125 MVA 25 MVA 32 MVA

33333

1 2Icc 25 KAsim.

13.8 KV R2R1

521

525

527

51

526

51

5051

529

M4M3M2M1 M5 M6 M7 M8

49

M10

49

M9

493 3 31 1 1

M11

49

M13

49

M12

493 3 31 1 1

M14

G4

3

524

4

R4

G332 MVA

33

3

R3

SIMILAR AL ARREGLO ALIMENTADO POR G1 Y G2

528

5210

5211

5212

5213

Bus de sincronización

3 3 3 3

33

33

T110 MVA

T210 MVA

4.16 KV 3

3

ICC=20 KAsim.5 6

T3 T4

7115 KV

CFE500 HP 300 HP 250 HP

T5 T6

500 HP 300 HP 250 HP1000 KVA

I1 I2

8 0.48 KV

I3

ICC=15 KAsim.

125 HP 100 HP 75 HP 50 HP 125 HP 100 HP 75 HP 50 HP

Figura XIII.9 Diagrama unifilar simplificado para el ejemplo 1

5051

5051

5051

522

523

5210

5211

5051

5051

5051

XIII.11


XIII.12


G2G125 MVA 25 MVA 32 MVA

33333

1 2Icc 25 KAsim.

13.8 KV R2R1

521

525

527

51

526

51

5051

529

M4M3M2M1 M5 M6 M7 M8

49

M10

49

M9

493 3 31 1 1

M11

49

M13

49

M12

493 3 31 1 1

M14

G4

3

524

4

R4

G332 MVA

33

3

R3

SIMILAR AL ARREGLO ALIMENTADO POR G1 Y G2

528

5210

5211

5212

5213

Bus de sincronización

3 3 3 3

33

33

T110 MVA

T210 MVA

4.16 KV 3

3

ICC=20 KAsim.5 6

T3 T4

7115 KV

CFE500 HP 300 HP 250 HP

T5 T6

500 HP 300 HP 250 HP1000 KVA

I1 I2

8 0.48 KVI3

ICC=15 KAsim.

125 HP 100 HP 75 HP 50 HP 125 HP 100 HP 75 HP 50 HP

Figura XIII.9 Diagrama unifilar simplificado para el ejemplo 1

5051

5051

5051

522

523

5210

5211

5051

5051

50519

1

2

3 4

5

6

7

8

XIII.13


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

In Idisparo térmico Corriente (A) a 13.8 KV

Perfil de operación motor M

1

1

2

Tiem

po (s

eg)

ta

tm

Ia Im Icc 0.48KV

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 1/6 Ejemplo # 1 Coordinación de zonas del Motor M1 de Fecha: 15/01/15 0.48 kV. Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.11 Revisó V. Ayala

XIII.14


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

Motor M

1

t ajus

te d

ispa

ro la

rgo

t ajus

te d

ispa

ro c

orto

Idisparo corto

Icc 0.48KV

Corriente (A) a 13.8 KVTi

empo

(seg

)

1

2

3

t=0.047 seg.

In bus enlace 0.48KVIdisparo largo

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 2/6 Ejemplo # 1 Coordinación de zonas. Bus de enlace 8 Fecha: 15/01/15 de 0.48 k V. Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.12 Revisó V. Ayala

XIII.15


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

Ipc transformador T6

Idisparo largoINEC sec

INEC prim Corriente (A) a 13.8 KV

160 A

200 A

5

1

Curva de daño de T6

3

4

t = 0.42 seg

t = 0.021 seg

t disparo corto

t disparo largo

I disparo corto

Icc 0.48 KV Icc 4.16 KV

Tiem

po (s

eg)

2

Inrush T6

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 3/6 Ejemplo # 1 Coordinación de zonas. Transformador 6 Fecha: 15/01/15 de 1000 kVA. Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.13 Revisó V. Ayala

XIII.16


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

1

2

3

4

5

6

T6

51

50

NEC sec. T6

NEC prim. T6

Tiem

po (s

eg)

Motor M

1

Inrush T6

Corriente (A) a 13.8KV

Icc 0.48KV Icc 4.16KV

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 4/6 Ejemplo # 1 Coordinación de zonas. Bus de enlace 5 Fecha: 15/01/15 de 4.16 kV . Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.14 Revisó V. Ayala

XIII.17


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

1

2

5

4

3

67

8

51

51

50 50

T6

T1

NEC sec. T6

NEC prim. T6 NEC prim. T1

NEC sec. T1

Corriente (A) a 13.8KV Icc 0.48KV


Tiemp

o (se

g)

Inrush T6

Motor M1

Inrush T1

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 5/6 Ejemplo # 1 Coordinación de zonas. Transformador T1 Fecha: 15/01/15 Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.15 Revisó V. Ayala

XIII.18


0.01

0.1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000 100000

NEC sec. T6

NEC prim. T6 NEC sec. T1

NEC prim. T1

Tiem

po (s

eg)

5

2 T6851

51

T1

67

4

3

Inrush T6

Inrush T1

Icc 0.48KV


Corriente (A) a 13.8KV

Motor M

1

Curvas Tiempo—Corriente Hoja No. 6/6 Ejemplo # 1 Coordinación de protecciones. Fecha: 15/01/15 Estudio completo. Subestación Elaboró V. Ayala Figura XIII.16 Revisó V. Ayala

XIII.19

Capítulo 13_15 Ene 15 Metodología

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