SELECCIÓN DE PROTECCIONES PARA MOTORES ELECTRICOS DE...

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA

MECANICA Y ELECTRICA

SELECCIÓN DE PROTECCIONES

PARA MOTORES ELECTRICOS DE UNA

EMPRESA FABRICANTE DE MUEBLES

(GRUPO TANDEMEX).

T E S I S QUE PARA OBTENER EL GRADO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A:

PEREZ JUAREZ JOSE ANGEL

MEXICO, D. F. NOVIEMBRE DE 2012

SELECCIÓN DE PROTECCIONES PARA MOTORES ELECTRICOS DE UNA EMPRESA FABRICANTE DE MUEBLES (GRUPO TANDEMEX).

AGRADECIMIENTO

AGRADECIMIENTO.

Primeramente a Dios todo poderoso, fuente de inspiración en mis momentos de angustias,

esmero, dedicación, aciertos y reveses, alegrías y tristezas que caracterizaron el transitar

por este camino que hoy veo realizado, sin cuyo empuje no hubiese sido posible.

A mis padres, INÉS JUÁREZ PEREA Y LUCIANO PÉREZ GARCÍA, que siempre me

han dado su apoyo incondicional y a quienes debo este triunfo profesional, por todo su

trabajo y dedicación para darme una formación académica y sobre todo humanista y

espiritual. De ellos es este triunfo y para ellos es todo mi agradecimiento.

Para mi hermana ANA GABRIELA para que también continúe superándose y por ser parte

de mi vida, por compartir muchos momentos de pequeños, sigue adelante para que mi éxito

de hoy sea el tuyo el día de mañana, te amo mucho gracias x ser mi hermanita.

A todos mis tíos y primos por siempre brindarme apoyo y orientación en los momentos

difíciles y cuando más lo necesite. Los quiero mucho.

A la gloriosa ESIME del INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL por permitirme

forjarme en sus aulas y así obtener el conocimiento de la carrera de Ing. Eléctrica, a los

profesores OBED ZARATE MEJIA y FABIAN VAZQUEZ RAMIREZ por su dedicación

en esta tesis y por brindarme su conocimiento, de gran aprendizaje resultó para mí que la

realización de esta Tesis no haya tenido resultados inmediatos; muy por el contrario, en

ocasiones no encontraba la llave mágica que abre las puertas hacia el camino de las

soluciones.

A todos mis amigos que me rodean y me brindaron su ayuda, su atención y lo más

importante su amistad en todos los aspectos, a Diego Repizo y Luis Francisco Chávez por

compartir en la escuela su tiempo conmigo y por su apoyo durante nuestra estancia

académica.

Por último quiero dar las gracias a todos aquellos que me han devuelto una sonrisa, a todos

aquellos que me ofrecieron un pan en tiempos difíciles, a todos aquellos que han puesto de

su parte para que el trajín diario sea más llevadero y muy en especial a la vida que me ha

dado tanto.....

DIOS LOS BENDIGA POR SIEMPRE Y DE CORAZON GRACIAS

POR SER PARTE DE MI VIDA.


i

NOMENCLATURA.

NEC Código Nacional Eléctrico.

ANSI Instituto de Normas Americanas.

NOM Norma Oficial Mexicana.

C Factor de impedancia de cables en canalización.

R Número de cables en paralelo por fase. Sin unidades

V Voltaje de línea a línea. (Volts).

VL-N Voltaje de línea a línea. (Volts).

L Longitud de los cables entre buses (metros).

Isc Capacidad de sobrecarga del transformador.

Ipc Corriente a plena carga.

Foent Factor de enfriamiento.

Foet Factor de elevación de temperatura.

Cd Corriente Directa.

Ca Corriente Alterna.

Ef. Eficaz.

E Es la tensión de la línea a neutro correspondiente a la tensión de operación mayor,

en el punto de instalación del interruptor.

X Es el menor valor de la reactancia del sistema (considerando R = 0) visto desde el

punto de falla con todas las maquinas rotatorias representadas por la reactancia apropiada.

p.c Plena carga.

Ir.b.P.U Corriente de rotor bloqueado por unidad.

X”d Reactancia suministradora del eje directo. Determina la magnitud de la corriente

durante el primer ciclo.


ii

X´d Reactancia transitoria del eje directo. Determina la magnitud de la corriente de

falla.

Xd Reactancia permanente del eje directo. Determina la corriente de falla en estado

estacionario.

If Es la máxima corriente de falla del transformador de corriente por unidad del rango

del TC.

Zb Es el BURDEN del TC por unidad del BURDEN STD.

Vs Es el voltaje de saturación.

I MAXIMA Es la máxima corriente de falla en términos del primario del TC, rango del

voltaje ANSI, BURDEN en ohms y la relación (X/R) del circuito primario del

transformador

P.U Por unidad.

KVA Potencia Aparente Kilo Volts Amper.

MVA Mega Volts Amper.

Icc Corriente de corto circuito.

%Z Porciento de impedancia.

BURDEN Resistencia interna con la que cuenta el transformador de corriente.

Vs Voltaje de saturación.

TC Transformador de corriente.

ANSI Rango de voltaje del transformador seleccionado.

IMAX Corriente máxima.

In Corriente nominal.

IPC Corriente a plena carga.


iii

CONTENIDO.

Pág.

RESUMEN……………………………………………………………………………… v.

INTRODUCCION (PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA).…..…………………… vi.

RELACION DE FIGURAS……………………………………………………………. ix.

RELACION DE TABLAS…………………………………………………………….. xi.

CAPITULO 1.- GENERALIDADES DEL CALCULO............................................. 1.

1.1 Teoría de corto circuito…………………………………………………………….. 2.

1.1.1Tipos de corto circuito…………………………………………………………….. 2.

1.1.2 Métodos de cálculo……………………………………………………………….. 3.

1.1.3 Programas basados en métodos tradicionales ……………………………………. 6.

1.2 Teoría de la coordinación y Selección de protecciones…………………………….. 7.

1.2.1 Alcance de los criterios de ajuste y coordinación de la protección……………….. 8.

1.2.1.1 Ajuste de la protección………………………………………………………….. 8.

1.2.1.2 Coordinación de la protección…………………………………………………… 8.

1.2.1.3 Criterios de ajuste y coordinación de la protección…………………………….. 8.

1.2.1.4 Principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección sensibilidad y

velocidad………………………………………………………………………………… 9.

1.2.2 Selectividad de la protección……………………………………………………… 10.

1.2.3 Fiabilidad y seguridad de la protección…………………………………………. 10.

1.24 Objetivos del ajuste y la coordinación de la protección…………………………… 10.

1.2.5 Proceso de ajuste y coordinación de la protección……………………………….. 11.

1.2.6Análisis de la operación del sistema………………………………………………. 11.

1.2.7 Máximas y mínimas corrientes de falla…………………………………………… 12.

1.2.8 Criterios generales de coordinación de las protecciones………………………………… 12.

1.3 Diagrama unifilar y simbología…………………………………………………….. 12.

CAPITULO 2.- DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO DE LOS MOTORES

DE LA EMPRESA Y SUS CRITERIOS DE PROTECCION……………………... 13.

2.1 Descripción general…………………………………………………………………….. 14.

2.2 Localización de los motores eléctricos de la empresa………………………………….. 15.

2.3 Datos específicos de los motores……………………………………………………..... 17.

2.4 Datos del equipo eléctrico de los motores……………………………………………… 17.

2.5 Selección de protecciones………………………………………………………….. 19.

2.5.1 Limites de protección del equipo………………………………………………… 20.

2.5.2 Condiciones de operación del equipo……………………………………………. 20.

2.5.3 Requisitos mínimos de protección………………………………………………. 23.


iv

2.6 Capacidad de los equipos para soportar sin dañarse esfuerzos ocasionados por altas

corrientes en un periodo de tiempo dado……………………………………………….. 26.

2.7 Coordinación por intervalos de tiempo……………………………………………… 28.

CAPITULO 3.- CALCULO DE CORTO CIRCUITO……………………………… 30.

3.1 Características de la corriente del corto circuito…………………………………… 31.

3.2 Método para calcular las corrientes de corto circuito………………………………. 32.

3.3 Procedimientos para cálculo de corto circuito……………………………………... 33.

3.4 Reactancias equivalentes……………………………………………………………. 37.

3.5 Calculo de la corriente de falla durante la interrupción……………………………... 41.

3.6 Calculo de reactancias y resistencias tomando una base de100 MVA…………….... 44.

3.7 calculo de corrientes de corto circuito en las fallas del sistema…………………….. 48.

CAPITULO 4.- SELECCIÓN DE PROTECCIONES…………………………….… 49.

4.1 Calculo de Transformadores de Corriente………………………………………..….. 51.

4.2 Criterio de selección de protecciones………………………………………………... 65.

4.3 Coordinación de las protecciones de la empresa…………………………………...... 81.

CAPITULO 5.- SIMULACION CON EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS... 102.

5.1Programa SKM POWER TOOLS……………..……………………………………...103.

5.2 Simulación del diagrama unifilar de la empresa con el programa SKM POWER

TOOLS…………………………………………………………………………………..…104.

5.3 Diagrama unifilar con protecciones simulado en el programa SKM POWER

TOOLS………………………………………………………………………..…………108.

CAPITULO 6.- ESTUDIO ECONOMICO………………………………………...... 111.

6.1VISION DE COSTOS..……………………………………………………….………112.

6.2DESCRIPCION DEL EQUIPO A UTILIZAR………………………………...……..120.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………….. 122.

BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………………... 124.

ANEXOS…………………………………………………………………………….... 127.


v

RESUMEN Debido a la importancia que tiene la operación continua de las centrales generadoras de

electricidad, es necesario contar con una adecuada coordinación de protecciones. La coordinación

de protecciones se define como el proceso para determinar los ajustes en los dispositivos de

protección, para una instalación eléctrica.

En el presente trabajo se pretende realizar una selección adecuada de protecciones para motores

eléctricos de una empresa fabricante de muebles ya que con las que cuenta la empresa no protegen a

los motores adecuadamente de las fallas como la de corto circuito y así como los ajustes necesarios

que se deben realizar a los motores principales de la empresa (GRUPO TANDEMEX).

En el capítulo 1 se menciona la teoría del cálculo del corto circuito así como los diferentes tipos y

métodos que existen para corregirlos, también hace énfasis de los programas que se pueden utilizar

para la simulación de una falla en motores, a su vez se hace mención de la coordinación y selección

de protecciones, alcances de una protección, la fiabilidad y la seguridad de la misma, de acuerdo a

la norma ANSI se menciona la simbología para la construcción adecuada de un diagrama unifilar

así como los elementos que los componen.

En el capítulo 2 se hace énfasis de la descripción del sistema eléctrico de los motores de la

empresa y sus criterios de protección dando a conocer la información que se utiliza para la

protección de motores así como la localización de ellos dentro de la empresa y cuales presentan

falla utilizando así las normas NEC (Código Nacional Eléctrico), ANSI (Instituto de Normas

Americanas), NOM (Norma Oficial Mexicana).

En el Capitulo 3 se presentan los cálculos de corto circuito así como las reactancias y resistencias

para motores y transformadores tomando como base un valor de 100MVA posteriormente se hace

los cálculos para sacar las reactancias de cada alimentador mostrando así un diagrama unifilar en

PU, el cálculo de corto circuito se hace para cada una de las fallas del sistema en todos esto los

cálculos se hace referencia a la norma C37.010 – 1979 de la ANCI.

En el capítulo 4 se refiere a la adecuada selección de protecciones para los motores de la empresa,

utilizando el método de BURDEN STD que consiste en determinar la potencia activa y reactiva de

los transformadores así como también para los motores, posteriormente se pasa a los criterios de

selección y coordinación de las protecciones de acuerdo a los resultados obtenidos con el método de

BURDEN STD.

En el capítulo 5 después de realizar los cálculos necesarios y de haber obtenido una buena

selección de protecciones se realizo el estudio económico tomando en cuenta varios aspectos como

el del equipo a utilizar y la visión de los costos de cada protección asi se hizo un enfoque de cada

protección para el sistema que estamos desarrollando y en cuanto nos podría salir el desarrollo del

proyecto.

En el capítulo 6 se presenta una simulación del proyecto que se desarrollo utilizando los valores

obtenidos en los cálculos basándonos en el programa “POWER TOOLS”, teniendo como resultado

una excelente coordinación de protecciones al momento de la falla.


vi

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA:

Las protecciones de los sistemas eléctricos para motores involucran un gran número de

variables que deben ser determinadas para una adecuada protección de los equipos

eléctricos; actualmente en los sistemas de generación de energía eléctrica son muy

importantes las protecciones de los equipos, estas deben de estar protegidas contra fallas

entre las principales: cortocircuitos, sobrecargas de energía, mala operación del equipo,

errores de instalación entre otras ya que los motores son una de las partes más importantes

de un sistema eléctrico y si por alguna razón llegaran a fallar repercutiría principalmente en

la generación de energía eléctrica y probablemente se tendría que sacar de operación esto

sería muy costoso para el proveedor del servicio de energía eléctrica, ya que entre más

salidas tenga su factor de disponibilidad baja, es la razón de porque la selección y

coordinación de protecciones deben ser confiables.

El motor eléctrico juega un papel preponderante en el progreso industrial, pues constituye

la fuerza principal que impulsa las maquinas y procesos en las fabricas e instalaciones

industriales. Debido a la importancia que tiene la operación continua de los motores

eléctricos, es necesario contar con una adecuada coordinación de las protecciones.

La coordinación de protecciones se define como el proceso para determinar los ajustes en

los dispositivos de protección, para una instalación eléctrica.

Los equipos se deben proteger contra condiciones anormales de operación (sobrecorrientes,

sobrevoltajes, bajo voltaje, etc.) o fallas de operación (corto circuito) lo cual se logra con

los dispositivos de protección. Por lo anterior es esencial establecer los límites de

protección para los equipos, estos límites son establecidos por los requisitos de operación,

por el Código Nacional Eléctrico (NEC) y por las normas ANSI (American National

Estándar Institute).


vii

JUSTIFICACION:

Un aspecto muy importante en la producción es de minimizar los costos de operación. En este

trabajo se pretende disminuir la falla para motores que se encuentran ubicados en la empresa para

que así funcionen las maquinas en optimas condiciones que se encuentran constituidas por dichos

motores.

Debido a la gran cantidad de aserrín que se obtiene por la producción, los motores eléctricos de las

maquina se dañan y así disminuye la empresa su producción, para la producción de la empresa es

indispensable tener un adecuado sistema y coordinación de las protecciones eléctricas. Ya que si no

se tiene una adecuada selección de protecciones eléctricas se corre el riesgo de que sucedan fallas

continuamente.

ALCANSE:

Se pretende dar la adecuada protección eléctrica a los motores eléctricos que se encuentran dentro

de la empresa fabricante de muebles. Teniendo así un sistema de protección para que los motores

de la empresa trabajen en óptimas condiciones.

Para llevar a cabo el desarrollo del estudio de coordinación de protecciones se tiene que cumplir

con los siguientes requisitos:

Definir las condiciones de operación del sistema y la selección de los equipos; contra que

fallas ó anormalidades se debe de proteger el sistema.

Realizar un diagrama unifilar, mostrando los equipos que intervienen en la coordinación de

protecciones, tales como buses, transformadores, interruptores, cables alimentadores,

motores, etc.

Anotar sobre el diagrama unifilar las características técnicas de los equipos antes

mencionados, tales como: valores de impedancias o reactancias, voltajes de operación.

Desarrollar un estudio de corto circuito, usando los valores de reactancias o impedancias de

los equipos que tienen influencia ó contribuyen con flujo de corriente hacia la falla de corto

circuito. El estudio deberá determinar las máximas y mínimas corrientes de corto circuito

(Bajo condiciones normales de operación), así mismo realizar un diagrama de reactancias ó

impedancias mostrando los valores de los puntos de falla considerados y de los equipos

involucrados.

Elegir los dispositivos de protección que cumplan con los requisitos de corto circuito y las

corrientes de falla.

Desarrollo del cálculo de coordinación de protecciones cumpliendo con los rangos de

ajustes máximos y mínimos que marcan las normas y códigos internacionales.

Elegir tipo de grafica tiempo-corriente que cumpla con los ajustes seleccionados en el

desarrollo del cálculo de coordinación de protecciones, para realizar una correcta

coordinación.


viii

OBJETIVO: Seleccionar las protecciones de la parte eléctrica, además de minimizar los daños en el motor y sus

componentes, así mismo evitar la interrupción de la producción de la empresa, teniendo en cuenta

las condiciones con las que el motor opera y minimizando los tiempos de paro.

CONTINUIDAD: suministrar el servicio sin que tenga interrupciones de energía eléctrica.

SEGURIDAD: operar con márgenes que eviten o minimicen una mala operación.


ix

INDICE DE FIGURAS: FIG 1.1 PROCESO DE AJUSTE Y COORDINACION DE LA PROTECCION………………. 11.

FIG 2.1 PRODUCTOS QUE LA EMPRESA REALIZA……………………………………..… 14.

FIG 2.2 PLANO SUPERFICIAL DE LA EMPRESA………………………………………….. 15.

FIGURA 2.3 MOTOR BULK BHL10…………………………………………………………. 16.

FIGURA 2.4 MOTOR M-XCT-21- A COSTA LEVIGATRICI………………………………. 16.

FIGURA 2.5 MOTOR M1-XCT-22A STAR MATIC………………………………………….. 16.

FIG 2.6 CURVA ANSI NORMALMENTE INVERSA………………………………………... 27.

FIG 3.1 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE LA EMPRESA……………………… 43.

FIG 3.2 DIAGARAMA UNIFILAR CON VALORES EN P.U…………………………….…. 47.

FIG 4.1 CURVA ANSI TIEMPO-CORRIENTE……………………………………………… 71.

FIG 4.2 CURVA MUY INVERSA DE ACUERDO A LA ANSI…………………………….. 79.

FIGURA 4.3 CURVA DE SELECTIVIDAD PARA EL TABLERO DE MEDIA TENSION 6.9 KV

01BHT07………………………………………………………………………………..…….. 96.


BULK 01BHL10……………………………………………………………………………… 97.


M1-XCT-22ª STAR MATIC…………………………………………………………………. 98.


M1-XCT-21A COSTA LEVIGATRICI………………………………………………..……. 99.

FIGURA 4.7 CURVA DE SELECTIVIDAD PARA EL TRANSFORMADOR 01BHT07… 100.

FIGURA 4.7 DIAGRAMA UNIFILAR DE RUTA DE COORDINACION DE PROTECCIONES

PARA LA EMPRESA FABRICANTE DE MUEBLES (GRUPO TANDEMEX)………….. 101.

FIGURA 5.1EJEMPLO DE LO QUE REALIZA EL PROGRAMA SKM POWER

TOOLS…………………………………………………………………………………………. 103.


x

FIGURA 5.2 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LA EMPRESA SIMULADA EN EL

PROGRAMA SKM POWER TOOLS………………………………………………..………... 104.

FIGURA 5.3 VALORES ASIGNADOS PARA LA LINEA SUMINISTRADORA………….... 105.

FIGURA 5.4 VALORES ASIGNADOS PARA EL TRANSFORMADOR DE 18MVA………..105.

FIGURA 5.5 VALORES ASIGNADOS PARA EL TRANSFORMADOR DE

1250KVA……………………………………………………………………………………….... 106.

FIGURA 5.6 VALORES ASIGNADOS PARA LOS CABLES DE CONEXIÓN Y LOS

MOTORES…………………………………………………………………………………….… 106.

FIGURA 5.7 GRAFICA QUE MUESTRA EL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA EMPRESA SIN

PROTECCION EN SUS ELEMENTOS QUE LO COMPONEN…………………………….… 107.

FIGURA 5.8 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LA EMPRESA CON PROTECCIONES

SIMULADA EN EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS………………………………….… 108.

FIGURA 5.9 GRAFICA QUE MUESTRA EL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA EMPRESA CON

PROTECCION EN SUS ELEMENTOS QUE LO COMPONEN Y COMPARACION CON LA

CURVA ANSI…………………………………………………………………………………… 109.

FIGURA 5.10 GRAFICA QUE MUESTRA EL MOMENTO EN QUE ACTUAN LAS

PROTECCIONES DURANTE UNA FALLA…………………………………………...……… 110.


xi

INDICE DE TABLAS:

TABLA 2.1 CONDICIONES DEL TRANSFORMADOR Y CARACTERÍSTICAS DEL

MISMO…………………………………………………………………………………………… 21.

TABLA 2.2 CAPACIDADES DE TRANSFORMADOR Y SUS MÚLTIPLOS……………….. 22.

TABLA 2.3 PROTECCIONES DE EQUIPO EN BASE A IMPEDANCIAS………………...... 25.

TABLA 2.4 KVA NOMINALES DE PLACA……………………………………………….…. 26.

TABLA 2.5 IMPEDANCIAS DEL TRANSFORMADOR……………………………….….…. 27.

TABLA 3.1 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES…………………………………….…. 44.

TABLA 3.2 DATOS DE LOS MOTORES……………………………………………………... 44.

TABLA 3.3 VALORES DE LAS REACTANCIAS DE LOS ALIMETADORES…………….. 45.

TABLA 3.4 VALORES DE REACTANCIAS DE LOS EQUIPOS DE LA EMPRESA……… 46.

TABLA 3.5 VALORES DE CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO EN BARRAS………….. 48.


CAPITULO 1 1

CAPITULO 1

GENERALIDADES DEL

CÁLCULO. Uno de los aspectos a los que se les pone mayor atención en el diseño de los sistemas eléctricos es

la prevención de fallas causadas por el corto circuito y sobrecargas, ya que estas pueden producir

interrupciones de servicio con la consecuente pérdida de tiempo y la y la interrupción de equipos

importantes o servicios vitales, en ocasiones y desde luego con el riesgo de daño a personas,

equipos e instalaciones.


CAPITULO 1 2

1.1 TEORIA DEL CORTO CIRCUITO.

Un estudio de corto circuito es el análisis de un sistema de potencia que determina la

magnitud de las corrientes eléctricas que fluyen durante una falla en diversos puntos del

mismo. Posteriormente, dichas magnitudes son comparadas con las características de los

componentes del sistema para determinar si son adecuados para usarse en el sistema

analizado. La capacidad de soportar un corto circuito de un componente debe ser igual o

mayor a la magnitud del valor calculado de la corriente de falla.

Por lo anterior, como parte del diseño del sistema eléctrico de potencia se debe considerar

el estudio de corto circuito y siempre que el sistema sea ampliado en capacidad.

1.1.1 TIPOS DE CORTO CIRCUITO.

Un corto circuito es una conexión de baja resistencia establecida intencionalmente o por

accidente entre dos puntos de un circuito eléctrico. Esa conexión causa una corriente

excesiva que quema, sobrecalienta, mueve, expande, etc. causando daños a personas y

equipos. La máxima corriente de corto circuito depende directamente del tamaño y

capacidad de la fuente, y por otro lado de las impedancias del sistema incluyendo la falla.

Las fuentes de la corriente de corto circuito son:

El sistema eléctrico nacional.

Generadores

Motores síncronos

Motores de inducción

La fuente de corriente proveniente del sistema eléctrico nacional se modela como una

impedancia (Equivalente de Thevenin) constante, ya que por su magnitud, la corriente se

mantiene constante durante todo el periodo de falla.

Los cortocircuitos pueden ser: sólido, a tierra o de arqueo. En el primer caso, se tiene una

falla entre los tres cables de un sistema trifásico con una conexión de impedancia cero, por

lo que se obtiene la condición de corriente máxima.

En el segundo, un conductor vivo toca alguna pieza metálica conectada a tierra y en la falla

por arqueo, el corto circuito resulta entre dos conductores cercanos pero no en contacto. En

análisis de circuitos todas las fallas posibles son sujetas de estudio, pero por la normativa

mexicana, se calculan al menos las corrientes de cortocircuito de una falla trifásica, de una

falla de una fase a tierra, y de dos fases a tierra.


CAPITULO 1 3

Falla trifásica. Los cálculos de corriente de corto circuito trifásico se requieren para la adecuada selección

de la capacidad interruptiva de las protecciones de la instalación.

Falla monofásica a tierra. Los cálculos de corriente de falla de una fase a tierra se requieren para el diseño de la malla

de tierra de la subestación eléctrica.

Falla entre dos fases. El valor de la corriente del corto circuito bifásico se emplea para calcular los esfuerzos

electrodinámicos en las barras de las subestaciones y también en los estudios de

coordinación de protecciones cuando se están comparando valores mínimos de falla en los

puntos del sistema.

Falla de dos fases a tierra. Los cálculos de corriente de falla de dos fases a tierra los pide el Procedimiento de

Evaluación de la Conformidad (PEC) de la NOM-001-SEDE-2005 para el diseño de la

malla de tierra de la subestación eléctrica.

1.1.2 METODOS DE CÁLCULO.

Tradicionalmente los métodos de cálculo han sido clasificados como completos y

simplificados. Un método completo es aquel que evalúa todos los parámetros del circuito.

Un método simplificado utiliza tablas y gráficas, o hace alguna consideración para obtener

un resultado aproximado.

La utilidad de cada método dependerá del uso que le demos al resultado.

Los métodos más conocidos son:

Método a Bus Infinito

Método Punto-A-Punto

Método Óhmico o de Impedancias (Z bus)

Método por unidad

Método por componentes simétricas

Método por kVA

Método E/X

En todos los casos, existen programas de cómputo para encontrar los valores del corto

circuito. Desde los que se usan para resolver matrices hasta los que utilizan algoritmos

sofisticados.


CAPITULO 1 4

De tiempo en tiempo, aparecen otros métodos de cálculo para resolver las limitantes de los

métodos anteriores. Por ejemplo, en sistemas de distribución con miles de buses trifásicos,

monofásicos, radiales y en anillo como es el caso de CFE y otras empresas eléctricas no se

puede utilizar por componentes simétricas porque la topología no es igual para las tres

fases, por lo que se requiere la representación por fases a-b-c.

METODO PUNTO A PUNTO

El método de punto-a-punto se basa en que la corriente de corto circuito va disminuyendo

paulatinamente a partir de la fuente, por lo que haciendo algunas consideraciones y

sumando las contribuciones de motores a la corriente de corto circuito en la fuente, se

puede hacer el cálculo punto a punto.

La corriente de corto circuito de un punto es igual a la corriente del punto anterior multiplicada

por un factor M

Iccn = Icc(n-1) * Mn (1.1)

Donde:

Para fallas trifásicas: Mn = (C * R * V) (1.3)

(C * R * V + 1,73 L * Icc(n-1))

Para fallas monofásicas L-L Mn = (C * R * V) (1.4)

(C * R * V + 2 L * Icc(n-1))

Para fallas monofásicas L-N/G Mn = (C * R * VL-N ) (1.5)

(C * R * V L-N + 2 L * Icc(n-1))

Siendo:

C = Factor de impedancia de cables en canalización.

R =Número de cables en paralelo por fase. Sin unidades

V =Voltaje de línea a línea. (Volts)

VL-N = Voltaje de línea a línea. (Volts)

L = Longitud de los cables entre buses (metros)


CAPITULO 1 5

METODO POR KVA

El método por kVA tiene las ventajas de no requerir una base especial y, que al hacerlo una

vez, queda calculado para todos los puntos. Está basado en calcular la potencia de corto

circuito en kVA desde la red hasta el último usuario de la energía. Y, tiene la ventaja que

considera también la potencia de corto circuito de las otras fuentes, tales como generadores

auxiliares y motores. Por lo que en la referencia Electrical Construction & Maintenance se

dice que tiene una exactitud de 95%.

Se basa en obtener los "kVA equivalentes" de cada componente, y sumarlos en serie o

paralelos para obtener para cada punto la potencia en kVA de corto circuito que cada fuente

contribuye.

Los "kVA equivalentes" de los componentes pasivos como son los cables, es la potencia en

kVA que sería entregada en un corto circuito en sus terminales, si en el otro extremo se

encontrara una fuente infinita de kVA al voltaje del sistema.

Y, por otro lado, los "kVA equivalentes" de los componentes activos como son todas las

fuentes, es la potencia en kVA que sería entregada en un corto circuito en sus terminales, si

en el otro extremo se encontrara una fuente constante de voltaje.

Los "kVA equivalentes" de cada componente son fáciles de recordar:

Red - La capacidad de corto circuito en kVA

Generadores - kVAG / X"

Transformadores - kVAT / Z (p.u.)

Reactores - 1000 kV2 / Z (ohm)

Cables - 1000 kV2 / Z (ohm)

Motores - kVAM / X", si X" (El no. de veces la corriente nominal, que es la

de rotor bloqueado)

Es conocida; en otros casos:

Motores > 50 HP - 6 kVAM

Motores < 50 HP - 5 kVAM

Considerando que 1 kVAM = 1 HP; kVAG es la potencia del generador en KVA; y,

que kVAT para transformadores OA/FA es la potencia en kVA en OA porque la Z

está dada por norma para OA.

Una vez encontrada para cada punto la potencia de cortocircuito, se calcula la corriente de

cortocircuito con la tensión del mismo punto.


CAPITULO 1 6

1.1.3 PROGRAMAS BASADOS EN METODOS TRADICIONALES

En muchas revistas y en Internet se anuncian programas de software de una gran gama de

precios. Inclusive, algunos gratuitos como el de Punto a Punto de Bussmann.

PROGRAMAS IEC 60609

DOCWin: Programa de ABB, de distribución gratuita que incluye módulo de

coordinación de protecciones. Es utilizado en la UNAM y en otras escuelas de

educación superior. Limitación: Usa calibres de cables en mm2, y para la

coordinación de protecciones, únicamente tiene modelos de interruptores de la

marca ABB.

PROGRAMAS ANSI/IEEE

ETAP: Programa modular que calcula cortocircuito y protecciones bajo normas IEC o

ANSI/IEEE.

NEPLAN: Poderosa suite de programas de análisis de sistemas representada en Europa

por ABB y en América por Gers. Utiliza los dos métodos de solución IEC y

ANSI/IEEE. Posee una extensa biblioteca de curvas de protecciones.

PALADIN: Programa desarrollado por la empresa americana EDSA.

PCCC: Programa sencillo y gratuito para cálculos de cortocircuito que se utiliza en

algunas universidades.

POWER*TOOLS: Programa de la serie de programas de análisis de sistemas

eléctricos que la compañía SKM ha desarrollado. También utiliza los dos métodos de

solución IEC y ANSI/IEEE. Lo representa en México Schneider Electric.

SCWINEX: Programa gratuito para el cálculo de flujo de corriente y de corto circuito.

Está orientado a sistemas de media y baja tensión utilizados en minas, por lo que se

encuentra en el sitio de la Mine Safety and Health Administration de los Estados

Unidos.


CAPITULO 1 7

1.2 TEORIA DE SELECCIÓN Y COORDINACION DE

PROTECCIONES

Un estudio de coordinación es el proceso de determinar las características y ajustes óptimos

de los elementos de protección de un sistema eléctrico. Los ajustes son elegidos para

obtener interrupciones de la mínima parte del sistema durante condiciones de falla.

El sistema de protección de los equipos y/o instalaciones del sistema eléctrico tiene como

objetivos:

1. Detectar las fallas para aislar los equipos o instalaciones falladas tan pronto como

sea posible.

2. Detectar y alertar sobre las condiciones indeseadas de los equipos para dar las

alertas necesarias; y de ser el caso, aislar al equipo del sistema.

3. Detectar y alertar sobre las condiciones anormales de operación del sistema; y de

ser el caso, aislar a los equipos que puedan resultar perjudicados por tales

situaciones.

El sistema de protección debe ser concebido para atender una contingencia doble; es decir,

se debe considerar la posibilidad que se produzca un evento de falla en el sistema eléctrico,

al cual le sigue una falla del sistema de protección, entendido como el conjunto Relè-

Interrutpor.

Por tal motivo, se debe establecer las siguientes instancias:

1. Las protecciones principales (primaria y secundaria) que constituyen la primera

línea de defensa en una zona de protección y deben tener una actuación lo más

rápida posible.

2. Las protecciones de respaldo que constituyen la segunda instancia de actuación de

la protección y deberán tener un retraso en el tiempo, de manera de permitir la

actuación de la protección principal en primera instancia.

Esta protección es la siguiente:

La protección de respaldo, la cual detecta la falla y actúa en segunda instancia cuando no ha

actuado la protección principal. Para ser un verdadero respaldo, este relé debe ser

físicamente diferente de la protección principal.


CAPITULO 1 8

1.2.1 ALCANSE DE LOS CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION Y

COORDINACIÓN DE LA PROTECCION

Para definir la operación del sistema de protección, se debe considerar un ajuste que sea

totalmente adaptado a todas las condiciones de operación normal del sistema eléctrico; y

además, se requiere una coordinación para asegurar que las fallas, el funcionamiento

anormal del sistema, así como las condiciones indeseadas de los equipos sean aisladas

afectando al mínimo a las partes no afectadas.

1.2.1.1 AJUSTE DE LA PROTECCION.

Ajustar la protección significa definir los límites o umbrales de su característica de

operación para detectar las fallas, las condiciones anormales del sistema y las condiciones

indeseadas de los equipos. Es decir, ajustar la protección es definir los umbrales de las

señales de entrada (o de un algoritmo de ellas), los cuales determinarán la operación de la

protección.

CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DEL SEIN (SISTEMA

ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL).

El ajuste de la protección está determinado por la capacidad y el comportamiento de los

equipos e instalaciones del sistema eléctrico, en todas las condiciones de operación, ya sean

temporales como permanentes.

1.2.1.2 COORDINACION DE LA PROTECCION.

Coordinar la protección significa definir los tiempos de operación de la protección para

permitir la actuación debidamente priorizada de los relés de protección, minimizando los

tiempos de actuación y garantizando una apropiada graduación en los tiempos de actuación

de todas las protecciones, tanto las principales como las de respaldo.

La coordinación de la protección está determinada por la necesaria graduación de tiempos

para la correcta y oportuna actuación de todas las protecciones.

1.2.1.3 CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION DE LA PROTECCION.

Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se debe considerar lo

siguiente:

1. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones unitarias

solamente requieren ajustes con respecto a las características de operación de los

correspondientes equipos; y en consecuencia, en el presente documento solamente

se menciona de manera general algunas recomendaciones para este ajuste.


CAPITULO 1 9

2. Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones graduadas

serán ajustadas y coordinadas de acuerdo a lo establecido en el presente documento.

3. Las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos serán

ajustadas de acuerdo a los criterios de cada proyecto y siguiendo las

recomendaciones de los fabricantes de los equipos, las cuales están vinculadas a las

garantías proporcionadas por éstos.

1.2.1.4 PRINCIPIOS GENERALES PARA EL AJUSTE Y LA COORDINACION DE

LA PROTECCION. SENSIBILIDAD Y VELOCIDAD.

Se debe definir la operación de los relés de protección para detectar las fallas, el

funcionamiento anormal del sistema y las condiciones indeseadas de los equipos. El ajuste

y la coordinación de la protección deben tener las siguientes características:

1. Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy incipientes que éstas sean.

2. Velocidad para detectar estas condiciones lo más prontamente posible.

En una protección unitaria que comprende solo una zona de protección, la sensibilidad

como límite distinguir la operación normal de la condición de falla. En cambio, en una

protección graduada que alcanza más de una zona, la sensibilidad tiene como límite o meta

detectar las fallas con la mínima corriente de falla, la cual se produce con la mínima

generación en el extremo de las zonas vecinas a la zona protegida.

La velocidad de una protección esta ligada al tiempo de operación de los siguientes

componentes:

1. El tiempo de operación del Relé que debe ser de dos ciclos. Cuando se aplica un

esquema de tele protección se debe agregar el tiempo de transmisión de las señales.

2. El tiempo de operación del Interruptor que varía entre dos y cuatro ciclos, según el

nivel de tensión.

El criterio antes mencionado es aplicable a la protección primaria que debe actuar sin ninguna

temporización. Para la protección secundaria se tiene los siguientes límites:

1. El tiempo de crítico de extinción de la falla por razones de estabilidad

2. El tiempo que los equipos e instalaciones soportan un cortocircuito sin daño físico y sin

afectar la seguridad de las personas.

Es una buena práctica generalizada utilizar 500 ms en los diseños de seguridad de las puestas a

tierra; y de otra parte, es también una práctica aplicar este mismo tiempo como límite de

exigencia por cortocircuito a los equipos, con la finalidad de cuidar su vida útil. Por esta razón,

es recomendable limitar los tiempos de extinción de las falla por parte de las protecciones a 500

ms. Se debe notar que este tiempo incluye la apertura del interruptor.


CAPITULO 1 10

1.2.2 SELECTIVIDAD DE LA PROTECCION.

La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas

en sus zonas de protección; pero, también requiere una actuación debidamente coordinada.

La función objetivo del ajuste y la coordinación de la protección será la total selectividad

con la máxima sensibilidad y la máxima velocidad. Sin embargo, en la realidad estas

características no pueden ser todas maximizadas de manera independiente, ya que están

relacionadas entre sí. Cuando se incrementa una de ellas lo más probable es que se

disminuya las otras dos.

1.2.3 FIABILIDAD Y SEGURIDAD DE LA PROTECCION.

Con la finalidad de asegurar una buena fiabilidad de la protección, se recomienda que la

protección principal sea redundante; es decir, se debe tener dos relés de protección

físicamente diferentes (protección primaria y secundaria), los cuales deben operar de

manera independiente uno del otro y contar con baterías de alimentación diferentes. Estas

protecciones actuarán en paralelo; es decir, cualquiera de ellas efectuará la acción de

disparo de los interruptores.

Cuando la seguridad de la protección que otorga un elemento puede ser insuficiente, se

recomienda emplear dos elementos de protección que deben actuar en forma simultánea

para efectuar una acción de disparo a un interruptor. Es decir, los contactos de estos

elementos deben ser conectados en serie para que la acción sea válida.

1.2.4 OBJETIVOS DEL AJUSTE Y LA COORDINACION DE LA PROTECCION.

El ajuste y la coordinación de la protección tienen por objetivo asegurar que se cuenta con

un sistema de protección principal y de respaldo que funciona de la siguiente manera:

1. La protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar

cualquier falla en un tiempo máximo de 100 ms. Este tiempo equivale a una

protección de 2 ciclos y un interruptor de 4 ciclos.

2. La protección de respaldo de la protección principal está constituida por relés

físicamente diferentes a los de la protección principal. La protección de respaldo

debe proteger totalmente el sistema y eliminar cualquier tipo de falla en un tiempo

máximo de 500 ms.


CAPITULO 1 11

1.2.5 PROCESO DE AJUSTE Y COORDINACION DE LA PROTECCION.

El ajuste y coordinación de la protección es un proceso que comprende la integración de

varios subprocesos interrelacionados, de manera que muchas veces es necesaria una

retroalimentación hasta llegar al resultado final. En la figura 1.2 se muestra una

esquematización simplificada del proceso. Para el ajuste de la protección se requiere

determinar previamente todas las condiciones de operación del sistema eléctrico, las cuales

determinan el límite de la no actuación de la protección. Para ello se debe considerar todas

las configuraciones posibles, así como todos los escenarios de de generación y demanda.

Sobre la base de todas estas condiciones se puede determinar el ajuste de las protecciones

principales.

FIGURA 1.1 PROCESO DE AJUSTE Y COORDINACION DE LA PROTECCION.

Los ajustes obtenidos para las protecciones principales deben ser verificados para coordinar

su actuación como protecciones de respaldo. Esto significa que las protecciones unitarias

no requieren ninguna coordinación puesto que solamente operan en una zona de protección,

mientras que las protecciones graduadas deben ser coordinadas para verificar su actuación

como protecciones de respaldo en las zonas de protección vecinas.

1.2.6 ANALISIS DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

El análisis de la operación del sistema eléctrico tiene por objetivo determinar las máximas y

mínimas corrientes de falla que deben servir para ajustar los relés y determinar sus tiempos

de operación que permitan asegurar la adecuada coordinación de la protección. Para ello se

debe considerar todas las condiciones operativas, incluso aquellas que son de carácter

temporal como la conexión de los circuitos.


CAPITULO 1 12

1.27 MAXIMAS Y MINIMAS CORRIENTES DE FALLA.

La máxima y mínima demanda está asociada a las cargas conectadas al sistema, las cuales

determinan la máxima y mínima generación. El objetivo es determinar las máximas y las

mínimas corrientes que pueden alimentar los cortocircuitos, ya que para el ajuste y la

coordinación se tiene un compromiso entre selectividad y sensibilidad de acuerdo a los

siguientes criterios:

1. La sensibilidad de la protección debe permitir detectar las fallas aún con las

mínimas corrientes de cortocircuito.

2. La selectividad de las protecciones de respaldo debe mantenerse aún con las

máximas corrientes de falla, para lo cual se requiere tiempos de debidamente

coordinados.

3. Se debe tener en cuenta que el despacho de la generación es diferente en época de

avenida con relación al estiaje, ya que en avenida se dispone de suficientes recursos

hídricos para un pleno aprovechamiento de las centrales hidroeléctricas. El

despacho en estiaje requiere un mayor complemento de las centrales

termoeléctricas. En consecuencia, se debe analizar todos estos escenarios de

operación con las posibles sobrecargas que se puedan presentar.

4. De manera independiente al despacho del sistema, para el caso de las protecciones

de las centrales y las líneas que se conectan, se debe considerar los distintos

despachos posibles de las unidades generadoras.

1.2.8 CRITERIOS GENERALES DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES.

La coordinación de las protecciones consiste en definir las graduaciones de tiempo

necesarias para la operación debidamente priorizada del sistema de protección con la

finalidad que su actuación sea en el mínimo tiempo posible. En tal sentido, se requiere

considerar las coordinaciones entre las protecciones principales y la protección de falla del

interruptor, así como la protección de respaldo.

1.3 DIAGRAMA UNIFILAR Y SIMBOLOGIA.

Es aquel que muestra mediante una sola línea las conexiones entre los dispositivos,

componentes o partes de un circuito eléctrico o de un sistema de circuitos y estos se

representan por símbolos.

La simbología eléctrica requerida por el Procedimiento de Evaluación de la NOM-001-

SEDE-2005 es la que aparece en la NMX-J-136-ANCE-2007 - Abreviaturas, Números y

Símbolos Usados en Planos y Diagramas Eléctricos que se adquiere en ANCE. (Ver

ANEXO 1).


CAPITULO 2 13

CAPITULO 2

DESCRIPCION DEL SISTEMA

ELECTRICO DE LOS MOTORES

DE LA EMPRESA Y SUS

CRITERIOS DE PROTECCION.

Se hace énfasis de la descripción del sistema eléctrico de los motores de la empresa y sus criterios

de protección dando a conocer la información que se utiliza para la protección de motores así como

la localización de ellos dentro de la empresa y cuales presentan falla utilizando así las normas NEC

(Código Nacional Eléctrico), ANSI (Instituto de Normas Americanas), NOM (Norma Oficial

Mexicana).


CAPITULO 2 14

2.1 DESCRIPCION GENERAL DE LA EMPRESA.

Tomando en cuenta los datos de los motores que se encuentran dentro de las maquinas de la

empresa (Grupo Tandemex) Ubicada en norte 65 industrial Vallejo delegación

azcapotzalco. La empresa muestra un gran número de mobiliario que son exportados

principalmente a las costas de la republica mexicana a hoteles ya que son los principales

proveedores al igual que a centros comerciales establecidos en gran parte del territorio

mexicano.

La empresa utiliza varias maquinas que hacen el corte de la madera, el moldeado, el lijado,

el barnizado y el pulido, para así sacar una madera en buenas condiciones y fina en los

detalles. Dentro de la empresa se utiliza un gran número de madera para la construcción de

diferentes pedidos como son encino, pino, caoba y nogal que son trasladados en camiones y

posteriormente almacenadas en una bodega.

Al pasar por estos procesos las maquinas que utilizan para el proceso de fabricación sufren

daños ya que a veces sufren calentamiento por el excesivo trabajo, acumulación del residuo

de la madera (aserrín), así como fallas en sus motores principales, las cuales hacen que la

empresa tomen otras medidas de producción al no utilizar la maquina que está dañada.

Por tal motivo la empresa requiere de refacciones o de un técnico de la empresa donde

proviene la máquina para su reparación, lo cual indica un gasto no planeado y algunas

veces paros de 1 día de producción, por tal motivo buscan un sistema que proteja sus

maquinas y motores de estos factores que le afectan a su producción y así tener una mejor

eficiencia en la productividad.

FIGURA 2.1 PRODUCTOS QUE LA EMPRESA REALIZA.


CAPITULO 2 15

2.2 LOCALIZACION DE LOS MOTROES DE LA EMPRESA.

La empresa está constituida por 6 naves industriales, en la primera nave se almacena y se le

quitan los residuos a la madera, en la segunda nave se corta con forme al pedido establecido

por los clientes, en la tercer nave se lija y se pule para sacar los residuos que se obtuvieron

al cortarla posteriormente se pasa a la cuarta nave donde se barniza y se entintan para un

buen aspecto de color y una buena presentación de la madera, en la quinta nave se arman y

se le da forma al mueble o producto que se está realizando por ultimo pasa a la 6 nave

donde se revisan los detalles y el aspecto que deben de lucir. Dentro de cada nave se

encuentra mínimo 3 maquinas que hacen el trabajo que requiere de gran delicadez y de

detalles finos para la madera.

Las cuales hacen que la empresa tenga un gran crecimiento en lo industrial así como un

gran prestigio en la parte empresarial, por la gran producción que llega a sacar al tener que

mandar a las costas de la republica mexicana gran parte del trabajo realizado.

EN EL AREA GRIS ES DONDE SE ENCUENTRAN LOS MOTORES QUE

PRESENTAN FALLA AL ESTAR OPERANDO.

FIGURA 2.2 PLANO SUPERFICIAL DE LA EMPRESA.


CAPITULO 2 16

MOTORES QUE PROVOCAN LAS FALLAS EN LA EMPRESA.

FIGURA 2.3 MOTOR BULK BHL10.

FIGURA 2.4 MOTOR M-XCT-21- A COSTA LEVIGATRICI.

FIGURA 2.5 MOTOR M1-XCT-22A STAR MATIC.


CAPITULO 2 17

2.3 DATOS ESPECIFICOS DE LOS MOTORES.

El equipo debe de tener alta confiabilidad con bajos requisitos de mantenimiento.

El equipo debe de operar en óptimas condiciones durante 30 años de vida útil.

Datos para diseño

Tiempos de operación

Sistema de operación 10 horas diarias

Para la ocupabilidad de las maquinas se debe considerar los cambios de variación de

energía que en la nave 1 sufren al estar en pleno proceso de producción.

Todos los equipos deben seleccionarse para operación de a cuerdo a la zona climática del

sitio

Equipos:

Se deben considerar los equipos y materiales necesarios para llevar la alimentación

eléctrica a la maquinaria, para lo cual se tiene disponible un interruptor existente en la

entrada de la empresa, de donde se debe llevar a los alimentadores de las maquinas, estos

alimentador se debe llevar a través de cables aéreos para poder tener una bajada al

interruptor principal de la maquina.

Se debe considerar un tablero de media tensión, una subestación unitaria, un CCM, así

como tableros menores a 480 V para alimentar los equipos motivo de este sistema.

2.4 DATOS DEL EQUIPO ELECTRICO DE LOS MOTORES DE LA

EMPRESA

Subestación Compacta Móvil

Subestación Compacta Móvil integrada por un tablero autosoportado en media tensión

acoplado directamente a un tablero de distribución autosoportado en baja tensión.

Tablero de Media tensión

El tablero de media tensión operara con un aislamiento de 7.2 kV, corriente nominal 600 A,

gabinete NEMA 4X, Icc 42 KA.


CAPITULO 2 18

Sección de Acometida y Sección de Seccionador

Sección de acometida y sección de seccionador principal tripolar en aire de operación con

carga con acoplamiento para una tensión máxima de diseño de 7.2 kV y corriente nominal

de 600 A, equipado con mecanismo de resorte de energía almacenada para proporcionar

una operación rápida de cierre o apertura, bobina de disparo remoto, accionamiento

motorizado para la correcta operación remota del seccionador, contactos auxiliares para

señalización e indicación de posición del interruptor y sus respectivos fusibles limitadores

de corriente de 40 A de corriente nominal para una tensión máxima de diseño de 7.2 kV y

una capacidad interruptiva de 40 kA.

Transformador trifásico

Sección del transformador trifásico tipo seco, autoenfriado, de 400 kVA, 6,9/0.480 kV, 60

Hz, conexión delta/estrella, neutro disponible para ser sólidamente aterrizado, impedancia

de 5.75%, derivaciones: dos arriba y dos abajo de 2.5% respecto a la tensión nominal,

aislamiento clase “H”, temperatura ambiente máxima de 40°C, elevación de temperatura

máxima de 65°C, altitud de operación 1,000 msnm, equipado con transformador de

corriente en la boquilla del neutro relación 50:5 A para protección.

Tablero de tensión baja

Tablero de tensión baja de distribución autosoportado, gabinete NEMA 4X, aislamiento

600 VCA, 600 A, Icc - 42 kA, trifásico, con interruptor principal termo magnético en caja

moldeada 600 VCA, 3 fases, 60 Hz, capacidad interruptiva 65 kA con una capacidad

nominal de adecuada, con 5 circuitos derivados habilitados con interruptor termomagnético

en caja moldeada como se indica: 5 interruptores termomagnéticos en caja moldeada, 600

VCA, 3 fases, 60 Hz, capacidad interruptiva 65 KA Capacidad Nominal: cuatro (4)

interruptores de 150 A de disparo y marco de 250 A y uno (1) de 50 A de disparo y marco

de 100 A, todos los interruptores termomagnéticos deben ser equipados con unidad de

disparo electrónica con censores de corriente y protección de falla a tierra integrada, con

bobina de disparo remoto y bobina de disparo por bajo voltaje. Incorporar relevador de

protección por sobretemperatura (49) y relevador de sobrecorriente 50N, para protección de

transformador y operar sobre bobina de disparo de interruptores termomagnéticos y/o

unidad de disparo electrónica. (Deben verificarse las capacidades reales de los equipos de

los transportadores móviles y transportador radial con el fin de seleccionar correctamente

las capacidades nominales de los interruptores termomagnéticos).


CAPITULO 2 19

Cables

Cable de potencia monopolar aislado XLP 8 kV, calibre 4/0 AWG.

Cable de fuerza tripolar aislado 600 VCA, calibre 4/0 AWG.

Cable de fuerza tripolar aislado uso rudo 600 VCA, calibre 4 AWG.

2.5 SELECCIONDE PROTECCIONES

El objetivo principal de tener una adecuada selección en las protecciones es minimizar los

daños en el sistema y sus componentes, así mismo evitar la interrupción en la generación,

teniendo en cuenta las condiciones con las que debe contar una instalación eléctrica.

Confiabilidad.

Seguridad.

Economía.

Para determinar los ajustes de los relevadores se usará el método de trazo de curvas

características tiempo-corriente de los dispositivos de protección sobre una hoja de

coordinación (LOG-LOG).

La coordinación es una rutina de tanteo, en que las curvas características de los relevadores

son comparadas gráficamente unas con otras para lograr un disparo selectivo en caso de

falla.

Esta comparación reconoce, no solo los límites impuestos por los dispositivos de

protección, sino también los límites definidos por la corriente de carga nominal, corriente

de arranque, sobrecargas, corrientes de corto-circuito, límites térmicos, códigos y requisitos

de norma. Los dispositivos de protección deben de operar dentro de esos límites y deben de

proporcionar una coordinación selectiva con otros dispositivos de protección.

Los límites de protección estarán dados por los requisitos de operación y por las normas.

NEC (Código Nacional Eléctrico)

ANSI (Instituto de Normas Americanas)

NOM (Norma Oficial Mexicana)


CAPITULO 2 20

2.5.1 LIMITES DE PROTECCIÓN DEL EQUIPO.

Para determinar los ajustes de los dispositivos de protección es necesario auxiliares de los

límites de protección, por las normas ANSI, NEC y NOM.

Los límites extremos de Sensibilidad de Corriente dentro de los cuales los dispositivos de

protección deben operar, los determinan las máximas corrientes de carga y las máximas

corrientes de corto circuito.

Para la correcta selección de los límites de protección de los equipos se tomará en cuenta lo

siguiente:

1. Condiciones de operación del Equipo

2. Requisitos mínimos de protección

3. Capacidad de los quipos para soportar sin dañarse, esfuerzos ocasionados por altas

corrientes en un periodo de tiempo dado.

2.5.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL EQUIPO.

Los dispositivos de protección no deben operar con corrientes nominales del equipo esto es,

corriente de plena cara, corrientes permitidas de sobrecarga y corrientes de arranque o

INRUSH.

Estos datos son proporcionados por el fabricante o impresos en los datos de placa de los

equipos o bien, tomados de los diseños normalizados. Cuando se cuenta con la información

anterior las siguientes aproximaciones son permitidas.

Motores

Para motores de inducción 1HP= 1kVA

Motores con F.S.=1 no tienen capacidad de sobrecarga

Corrientes transitorias de Inrush (Máxima corriente de arranque) se considera 1.76

veces la corriente de rotor bloqueado para motores de media tensión (6.9 kV) y 1.5

veces para motores de baja tensión (480V y menores) con tiempo de duración de 0.1

segundo.

Corriente de rotor bloqueado igual a 6 veces la corriente a plena carga para motores

de inducción y síncronos con F. P. unitario que manejan cargas de baja inercia.

Para motores síncronos que manejan cargas de alta inercia y tienen F. P. unitario,

considerar la corriente de rotor bloqueado igual a 9 veces la corriente de plena carga. El

tiempo de duración de la corriente de rotor bloqueado de 5 a 30 segundos dependiendo de

la inercia de la carga.


CAPITULO 2 21

Transformadores

La capacidad de sobrecarga del transformador depende del tipo de enfriamiento

proporcionado y de sobre-elevación de la temperatura. En la tabla 2.1 se muestran las

condiciones del transformador y sus características que llegan a tener cada uno de ellos.

TIPO DE

TRANSFORMADOR

CAPACIDAD

kVA

ENFRIAMIENTO

TEMPERATURA

TIPO FACTOR

ELEVACION

FACTOR

SECO

≤ 2500

AA 1.0

150ºC

1.10

FA

1.3

CENTRO DE

CARGA

≤ 2500 OA

1.0

55/65ºC 1.12

55ºC

1.0

<500 FA

1.0

55/65ºC 1.12

55ºC

1.10

>500 ≥2000

FA

1.15

55/65ºC 1.12

55ºC

1.10

>2000

≤2500

FA

1.25

55/65ºC 1.12

55ºC

1.0

SUBESTACION

PRIMARIA

CA

1.0

55/65ºC 1.12

55ºC

1.0

FA 1.3

55/65ºC 1.12

55ºC

1.0

FOA

1.67

55/65ºC 1.12

55ºC

1.0

TABLA 2.1: CONDICIONES DEL TRANSFORMADOR Y CARACTERÍSTICAS

DEL MISMO


CAPITULO 2 22

Por lo tanto, la capacidad de sobre carga (Isc) del transformador se obtiene de multiplicar

los componentes de plena carga (Ipc) por el factor de enfriamiento (Foent) y por el factor

de elevación de temperatura (Foet).

Isc= Ipc x Foent. x Foet. (2.1)

Isc= Capacidad de sobrecarga del transformador

Ipc= Corriente a plena carga

Foent= Factor de enfriamiento

Foet= Factor de elevación de temperatura

Punto de magnetización (INRUSH)

Es una aproximación del pico de corriente de MAGNETIZACIÓN que se presenta al

energizar el transformador.

La corriente de magnetización es un múltiplo de la corriente nominal del transformador y

varía en función de la capacidad del transformador como se indica en la tabla 2.2:

NOTA 2.1: EN ANEXO 1 SE MUESTRA COMO SE MANEJA EL PUNTO DE

MAGNETIZACION (INRUSH).

CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR

MULTIPLO

KVA ≤ 1500

8

1500< KVA < 3750

10

3750 ≤ KVA

12

TABLA 2.2: CAPACIDADES DE TRANSFORMADOR Y SUS MÚLTIPLOS.

Esta corriente puede alcanzar valores de 8 a 25 veces la corriente nominal para

transformadores tipo seco.

El tiempo de duración de corriente de magnetización se considera invariablemente de 0.1

segundo.


CAPITULO 2 23

Cables

La corriente nominal de los cables, la capacidad de sobrecarga y los factores de corrección,

se muestran en publicaciones de la NOM 001 SEDE 2005 ARTÍCULO.

2.5.3 REQUISITOS MÍNIMOS DE PROTECCIÓN

Los códigos y las normas indican los límites dentro de los cuales los dispositivos de

protección deben ajustarse.

Motores

La NOM 001 sede 2005 articulo 240 especifica que para motores mayores de 600 volts,

estos se deben proteger contra sobrecargas peligrosas y fallas en el arranque, mediante

el uso de un dispositivo térmico interno o un dispositivo externo sensor de corriente.

También requieren protección contra corriente de falla, por medio de un adecuado interruptor o

fusible.

Para motores de 600 volts o menores, el artículo 430 parte C del NEC dice en forma

más especificada las protecciones que requiere el motor (sobrecarga y sobrecorriente).

SOBRE CARGA

Requiere un dispositivo de sobrecarga en cada fase, el cual debe ser ajustado para disparar a no

más de los siguientes porcentajes de corriente a plena carga indicada en la placa de datos del

motor.

Motores con Factor de Servicio ≥ 1.15…………………………………………..125%

Motores marcados para una Elevación de temperatura de ≤40ºC……………....125%

Todos los demás….………………………………………………………………115%


CAPITULO 2 24

SOBRE CORRIENTE (C. C.)

Requiere de un dispositivo de sobrecorriente el cual se ajustará para disparar a no más de los

siguientes porcentajes de la corriente de plena carga indicada en la placa de datos del motor:

Intensidad con carácter de tiempo inverso…………………………………..…250%

Disparo instantáneo de intensidad………………………………………….…..700%

Fusibles sin retardo de tiempo………………………………………………….300%

Fusibles con retardo de tiempo…………………………………………………175%

PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS

Entendemos por sobrecarga al exceso de intensidad en un circuito, debido a un defecto de

aislamiento o bien, a una avería o demanda excesiva de carga de la máquina conectada a un

motor eléctrico.

Las sobrecargas deben de protegerse, ya que pueden dar lugar a la destrucción total de los

aislamientos, de una red o de un motor conectado a ella. Una sobrecarga no protegida

degenera siempre en un cortocircuito.

Según los reglamentos electrotécnicos "Si el conductor neutro tiene la misma sección que

las fases, la protección contra sobrecargas se hará con un dispositivo que proteja solamente

las fases, por el contrario si la sección del conductor neutro es inferior a la de las fases, el

dispositivo de protección habrá de controlar también la corriente del neutro". Además debe

de colocarse una protección para cada circuito derivado de otro principal.

Los dispositivos más empleados para la protección contra sobrecargas son:

Fusibles calibrados, tipo gT o gF.

Interruptores automáticos magnetotérmicos (PIA)

Relés térmicos

Para los circuitos domésticos, de alumbrado y para pequeños motores, se suelen emplear

los dos primeros, al igual que para los cortocircuitos, siempre y cuando se utilice el tipo y la

calibración apropiada al circuito a proteger. Por el contrario para los motores trifásicos se

suelen emplear los llamados relés térmicos.


CAPITULO 2 25

Transformadores

El artículo 450 del NOM 001 SEDE 2005 listo los límites máximos requeridos para la

protección de sobrecorriente del primario y el secundario de transformadores, la tabla 2.3

resume estos límites en por ciento de la corriente de plena carga del transformador.

IMPEDANCIA

LADO PRIMARIO LADO SECUNDARIO

Volt

Interruptor

Fusible

>600 V _< 600V

Interruptor Fusible

Toda >600V

≤3 X ≤1.5 X Ningún Ningún Ningún

≤ 6% ≤ 6 X ≤3 X ≤3 X ≤1.5 X ≤2.5 X

>6 % <10% ≤4 X

≤2.5 X ≤1.25 X

≤2.5 X

Toda

<600V

≤1.25X

≤ 2 X

Ningún

≤6 % ≤25 X

≤1.25 X

≤1.25 X

> 6% < 10% ≤ 6 X

≤ 25 X

ITP

TABLA 2.3: PROTECCIONES DE EQUIPO EN BASE A IMPEDANCIAS.


CAPITULO 2 26

2.6 CAPACIDAD DE LOS EQUIPOS PARA SOPORTAR SIN

DAÑARSE ESFUERZOS OCASIONADOS POR ALTAS CORRIENTES

EN UN PERIODO DE TIEMPO DADO.

Motores

En motores se le conoce como máximo tiempo de bloqueo tolerable, esto es, el período de

tiempo durante el cual el motor puede continuar operando a corriente de rotor bloqueado

antes de ocurrir una avería.

Transformadores

Esta capacidad es definida por las normas ANSI y se denomina PUNTO ANSI.

El límite máximo de protección de transformador lo determina el punto ANSI, que

establece las características que deben cumplir los devanados para soportar sin resultar

dañados por los esfuerzos térmicos y magnéticos causados por corto circuito en sus

terminales, considerando de la corriente a plena carga (Ipc), se resumen en la tabla 2.3:

kVA NOMINALES DE PLACA

(Devanado Principal)

Categoría

I

II

III

IV

MONOFASICO

5-500

501-1667

1668-10,000

ARRIBA DE 10,000

TRIFASICO

15-500

501-5000

5001-30,000

ARRIBA DE 10,000

TABLA 2.4: KVA NOMINALES DE PLACA.

El punto ANSI es sustituido por la CURVA ANSI y nos representa la máxima capacidad

del transformador, de soportar sin dañarse esfuerzos mecánicos y térmicos ocasionados por

corrientes de corto circuito. A continuación se muestra la CURVA ANSI.


CAPITULO 2 27

FIGURA 2.6 CURVA ANSI NORMALMENTE INVERSA

Para calcular la corriente en cada uno de los puntos, se utiliza la siguiente tabla, para

determinar los valores mínimos de impedancia que se deben usar los valores de la tabla 2.4.

MONOFASICO

TRIFASICO

IMPEDANCIA Zt

EN P. U. EN BASE A

LA CAPACIDAD

DEL

TRANSFORMADOR

5-25

37.5-100

167-500

15-75

112.5-300

500

0.0250

0.0286

0.0400

TABLA 2.5: IMPEDANCIAS DEL TRANSFORMADOR.


CAPITULO 2 28

Las corrientes calculadas para la curva ANSI se deben afectar por los factores de 1.0 si es

una conexión Delta-Delta o Estrella- Estrella ó 0.58 si es una conexión Delta- Estrella.

Cables

El nivel para soportar esfuerzos es definido por los fabricantes de cables como el límite de

calentamiento por corto-circuito, el cual es mostrado en las curvas tiempo-corriente para

cables.

2.7 COORDINACION POR INTERVALOS DE TIEMPO

Es necesario tener una coordinación por intervalos de tiempo entre dispositivos de

protección por sobre-corriente, que opera en serie, de modo que su operación sea en la

secuencia correcta, esto es, la unidad de abajo de operar antes que la unidad de arriba para

corrientes de falla que fluyen entre ambos dispositivos.

Por ejemplo en un CCM. Si un motor alimentado de un CCM tiene una falla (corto-circuito

o una sobrecarga) primero debe operar el interruptor derivado, ósea antes que opere el

interruptor principal.

En los dispositivos de protección en baja tensión, el margen de tiempo es debido al tiempo

de operación del interruptor que está incluido en la curva característica del dispositivo de

protección, es decir en la curva de operación se incluye la tolerancia de fabricación y el

tiempo de operación del interruptor.

En relevadores de sobrecorriente, no obstante que sus características de operación son

mostrados como curvas de tiempo-corriente y representadas mediante una sola línea, es

necesario considerar adicionalmente los siguientes márgenes de tiempo.

a) Tolerancia

b) Tiempo de operación del interruptor

NOTA 2.2: Cuando se tienen relevadores electromecánicos es necesario contemplar la

sobrecarga del relevador. En este caso por tratarse de relevadores estáticos no se tomará en

cuenta.

Tolerancia

La tolerancia responde a diferencias de fabricación, ajuste del relevador y precisión de las

corrientes de falla calculadas.


CAPITULO 2 29

Tiempo de operación del interruptor

El tiempo de operación del interruptor es el tiempo en que el interruptor recibe una señal de

disparo al tiempo que la falla es liberada.

El máximo margen de tiempo y el más usual indicado para coordinación es 0.3segundos

para relevadores estáticos que son coordinados entre sí.

0.17 Segundos por tolerancia

+ 0.13 Segundos por tiempo de operación del interruptor

0.3 Segundos.

Este margen puede disminuir dependiendo de la rapidez con la que el equipo responde a

proteger el sistema, analizando cada margen de tiempo y observando cuando y como este

puede ser reducido.

La tolerancia puede ser a 0.07 segundos si el relevador es probado y calibrado para operar

al nivel de corriente en cuestión. El tiempo de operación del interruptor de 0.13 segundos es

para 8 ciclos, sin embargo, ahora se disponen de 5 y 3 ciclos, entonces el tiempo de

operación se reduce a:

0.09 segundos para interruptor de 5 ciclos

0.05 segundos para interruptor de 3 ciclos

Por lo tanto para un relevador probado y calibrado y un interruptor de 3 ciclos, el margen

del tiempo será:

a) 0.07 segundos por tolerancia

b) 0.05 segundos por tiempo de operación de interruptor

Con el total de margen de tiempo de 0.12 segundos entre curvas de relevadores.

El margen de tiempo entre un relevador y otro dispositivo de protección tal como un

interruptor de bajo voltaje con disparo de acción directa requiere solo el tiempo de

tolerancia.


CAPITULO 3 30

CAPITULO 3

CALCULO DE CORTO

CIRCUITO

El propósito principal de los cálculos de Circuito Corto de determinar la máxima falla de

Circuito Corto a la que están expuestos las barras e interruptores y los valores de

impedancia mínima para los transformadores auxiliares y de arranque.

El propósito de este trabajo es ayudar a efectuar los cálculos de Circuito Corto de acuerdo

con las normas establecidas por “ANSI”. El trabajo tiene por objeto facilitar el

entendimiento del conjunto de reglas y su uso, aplicado en el sistema a calcular.


CAPITULO 3 31

Existen dos métodos para calcular las corrientes de Corto Circuito en los sistemas de la

planta:

1.- El método simplificado E/X

2.- Método E/X corregido para decrementos en corriente alterna y en corriente directa.

El responsable seleccionara el método apropiado tomando en cuenta la precisión requerida.

En la subestación de alta estación se determinaran las corrientes de falla trifásica y de falla

de una base a tierra.

En general, para los sistemas de tensión media, la falla trifásica aislada de tierra impone el

trabajo más severo en un interruptor. Por esta razón se presenta el cálculo de una falla

trifásica aislada de tierra (inicialmente).

Adicionalmente se calculan las corrientes de falla a través de las resistencias conectadas a

los neutros de los transformadores auxiliares y de arranque.

La falla se calcula para ambas corrientes, momentánea e interruptiva. La corriente

momentánea ocurre aproximadamente ½ ciclo después de la iniciación de la falla. Esta

corriente determina la fuerza magnética máxima, la cual el interruptor debe resistir.

Estas fuerzas se consideran igual a las fuerzas creadas durante el cierre por el corriente de

enganche, presente cuando el interruptor cierre en un circuito corto.

La corriente interruptiva ocurre al terminar de abrir los contactos primarios del interruptor,

típicamente después de tres ciclos para los interruptores que estamos tratando. Esta

corriente determina la máxima potencia térmica que el interruptor debe interrumpir.

3.1CARACTERISTCAS DE LA CORRIENTE DE CIRCUITO CORTO.

Un Circuito Corto en un sistema de corriente alterna puede producir la máxima asimetría

(componente de corriente directa) de la onda de corriente. La onda de corriente asimétrica

decae gradualmente hasta convertirse en una corriente simétrica. La relación de

decaimiento de la componente de C.D. se determina por una constante de tiempo la cual es

función de la razón de inductancia – resistencia ( T = L seg ). La corriente total de falla es

igual a:

(3.1)

Cd = Corriente Directa.

Ca = Corriente Alterna.

Ef. = Eficaz.


CAPITULO 3 32

Para lograr mayor exactitud, es necesario considerar el decaimiento de la corriente alterna

de circuito corto.

Este decaimiento es apreciable cuando la falla esta eléctricamente cercana a generadores o

motores.

En casos donde las relaciones X/R son altas y cuando se utiliza retraso en el disparo de mas

de ½ ciclo, se pueden obtener ventajas en el decaimiento de la C.D o de la C.A ò de ambas.

El decaimiento de la componente de corriente alterna no es significativo en lugares

retirados del punto de generación. Lo anterior es cierto también en sistemas auxiliares

alimentados directamente de las terminales del generador a través de un transformador

auxiliar de relativamente alta impedancia (relativa a la X” d generador referida a la base).

Selección de los valores nominales de los interruptores

La tabla de la Norma ANSI C37.06 – 1979, sera usada para seleccionar los interruptores.

Se escogerá la tabla apropiada tomando en cuenta el uso, interior o exterior, en aceite o sin

aceite.

3.2 METODOS PARA CALCULAR LAS CORRIENTES DE

CIRCUITO CORTO DEL SISTEMA AUXILIAR DE LA PLANTA.

En la Norma ANSI C37.010 – 1979, se describen dos métodos. El primero método se

puede utilizar en la fase inicial de diseño. En cuanto se conocen los datos de las mayores

cargas auxiliares, los requerimientos del sistema quedan determinados. Después de esto

deberá utilizarse en el segundo método de cálculo.

Método 1.- simplificado de cálculo E/X (ver nota 3.2)

Este método de cálculo puede ser utilizado para determinar la capacidad interruptiva

simétrica hasta del 100% de los interruptores, si el sistema tiene un X/R de 15 o menor.

Este método también puede utilizarse sin determinar la razón X/R si E/X no excede al 80%

de la capacidad interruptiva simétrica del interruptor. El método utiliza cálculos simples

para determinar la reactancia equivalente en el punto de falla.

NOTA 3.2:

E, es la tensión de la línea a neutro correspondiente a la tensión de operación mayor, en el

punto de instalación del interruptor.

X, es el menor valor de la reactancia del sistema (considerando R = 0) visto desde el punto

de falla con todas las maquinas rotatorias representadas por la reactancia apropiada.


CAPITULO 3 33

Método 2.- E/X corregido para decrementos de la C.A y C.D

El procedimiento incluye varios pasos para determinar factores y calcular E/X. Estos

factores dependen del punto del sistema en el cual ocurre la falla y de la razón de X/R

viendo el sistema desde dicho punto.

3.3PROCEDIMIENTO PARA CALCULOS DE CIRCUITO CORTO

El procedimiento consiste en obtener la reactancia equivalente despreciando la resistencia,

y posteriormente se determina la resistencia sin tomar en cuenta la reactancia. Con el

procedimiento anterior se puede obtener mayor exactitud en los resultados que por

cualquier otro procedimiento. El error para casos prácticos puede ser conservador. Por lo

tanto, el procedimiento es el siguiente.

Selección de Datos.

Los siguientes puntos deben tomarse en consideración al seleccionar los datos base para los

cálculos de circuito corto.

Sistema de Alta Tensión.

Los MVA del Circuito Corto en los lados de alta tensión de los transformadores tanto

principal como de arranque son conocidos usualmente en términos de las capacidades

presentes y futuras.

Una alternativa es utilizar la capacidad interruptiva de los interruptores alta tensión. Los

MVA máximos y mínimos de circuito corto así como las tensiones de operación, deben

obtenerse para las fuentes principales y de arranque.

Los cálculos de caída d tensión incluyen las condiciones mínimas de generación, mientas

que las necesidades de interrupción toman en cuenta las condiciones de máxima

generación.

Generador Principal.

Las contantes de la maquina generadora se obtendrán del fabricante. Para calculo de

Circuito Corto, se utilizara la reactancia sub transitoria de eje directo (saturada) a la tensión

nominal (X “d) dada en porcentaje de los KVA nominales del generador.

Transformadores:

La impedancia del transformador guarda relación con el nivel básico de impulso BII, de los

devanados. Hay rangos de impedancia normalizadas por los fabricantes. Generalmente, las

impedancias se especificaran siempre en % de los KVA base a 55º C del devanado de

mayor capacidad.


CAPITULO 3 34

La tolerancia de la impedancia es + 7.5% para transformadores de dos devanados y de +

10% para transformadores de tres o más devanados (el devanado terciario en delta también

se cuenta).

a) Transformador principal.

La potencia de las grandes unidades usualmente se indica en la base al enfriamiento FOA,

(son de dos devanados, con neutro conectado a tierra en el lado de alta tensión la

impedancia mínima a estas tensiones varían entre 10 y 16% en base al valor nominal con

enfriamiento FOA. Algunas veces se especifica una impedancia menor para mejorar la

estabilidad del sistema.

b) Transformador de Arranque.

La impedancia del transformador de arranque es la más difícil de determinar porque debe

satisfacer los valores nominales interruptivos del conjunto de interruptores durante la

máxima generación del sistema, y la caída de tensión durante el arranque del motor mayor

con la mínima generación. Ambas condiciones deben ser analizadas para determinar si la

impedancia es satisfactoria. Para cálculos de Circuito Corto, la impedancia se disminuiría

un porcentaje igual al factor de tolerancia.

Para cálculos de caída de tensión la impedancia se incrementara en un porcentaje igual al

factor de tolerancia.

c) Transformador Auxiliar.

El nivel básico de impulso (BIL) de este transformador en alta tensión para 15 KV es 95

KV y para 20 KV es 150 KV y la impedancia normal para dos devanados varia de 5 a 8%.

A menudo se utiliza un transformador de tres devanados. En transformadores de este tipo

existe menor probabilidad de encontrar desbalance o entre los dos devanados secundarios

de baja tensión para los BIL indicados anteriormente.

d) Transformadores de Subestaciones Unitarias.

Estos transformadores tienen impedancias normalizadas de fabricación de 5% desde 225

hasta 500 KVA, y de 5.75% de 750 a 2000 KVA. Las potencias más utilizadas son: 750,

1000 y 1250 KVA. El de 500 KVA encuentra aplicación en lugares remotos tales como la

subestación de salida, área de manejo de carbón, estructuras de toma, etc.

Para potencias nominales de 1000 KVA y mayores es necesario determinar la impedancia

de los transformadores de las subestaciones unitarias para limitar la corriente de Corto

Circuito de 30,000 A simétricos en el interruptor de reserva


CAPITULO 3 35

Motores de Media Tensión:

a) Motores Síncronos.

Cuando se desconecte la reactancia sub transitoria, (X “d), puede ser considerada igual a

15% en base a los KVA de los motores de 6 polos, y 20% para los de 8 a 14 polos.

b) Motores de Inducción.

La reactancia de Circuito Corto (reactancia sub transitoria) de los motores de media tensión

puede ser determinada cuando se conocen los siguientes datos: H.P., eficiencia, factor de

potencia y corriente de rotor bloqueado por unidad. Si solamente se conocen los H.P. y las

r.p.m. los otros datos se pueden tomar de los catálogos del fabricante y la reactancia sub

transitoria puede estimarse considerando lo indicado en nuestras especificaciones de equipos

mecánicos.

Las ecuaciones siguientes pueden ser utilizadas para calcular la reactancia de circuito corto:

(KVA) p.c. =

(3.2)

Considerando la tensión nominal del motor.

(KVA) r.b. =

(3.3)

Considerando cada tensión nominal de las barras.

p.c = Plena carga.

Ir.b.P.U = Corriente de rotor bloqueado por unidad.

Eff. = Eficiencia.

Puesto que el factor de potencia de la condición de rotor bloqueado es muy pequeño (0.15 a

0.33) para fines prácticos la impedancia de rotor bloqueado puede considerarse como

reactancia pura.

En base a 100,000 KVA la reactancia subtransitoria de un motor es igual a:

X P.U. =

Considerando cada tensión de barras como base (3.4)

Cuando solamente se conoce la corriente de rotor bloqueado.


CAPITULO 3 36

En por unidad

X” P.U. =

Considerando la tensión y los kVA del motor como base. (3.5)

Motores de baja Tensión:

Los motores de baja tensión alimentados desde las subestaciones unitarias pueden

considerarse como un motor de inducción equivalente cuyos H.P equivalen a los KVA del

transformador, con una reactancia sub transitoria de 25%. Esta consideración se basa en las

Normas ANSI C37.13 – y C37.19 - para interruptores de potencia en circuitos de baja

tensión. Lo anterior también corresponde con lo indicado en la Norma ANSI C37.010 –

1979, que no incluye a los motores de inducción menores de 50 H.P. pero requiere que se

considere una reactancia sub transitoria de 15.4% (0.154 p.u), para el resto de los motores.

Preparación de diagrama Unifilar.

En la preparación del diagrama unifilar deberá mostrarse lo siguiente:

a) MVA de C.C o reactancia equivalente del sistema exterior.

b) X ”d y MVA, del generador principal.

c) H.P de todos los motores (en funcionamiento o en prueba) y sus reactancias.

d) Las reactancias, KVA nominales y relaciones de transformación de todos los

transformadores.

e) Reactancias y KVA nominales de los reactores.

f) No se tomaran en cuenta las reactancias de los cables, de las barras y de los

transformadores de instrumentos.

NOTA 3.3:

Aun cuando las reactancias de los cables son generalmente despreciables en los sistemas

auxiliares de potencia, la resistencia de los cables puede reducir significativamente la

relación X/R será tomada en cuenta en los cálculos finales.


CAPITULO 3 37

Localización de los Puntos de Falla

Si el punto de falla mayor no puede determinarse lógicamente, entonces para cada juego de

barras, deben calcularse las corrientes de Corto Circuito. La falla en cada juego de barras es

la que ocurre en el alimentador menor, o en el interruptor de reserva si se incluye.

Es claro que cuando los juegos de barras son de naturaleza similar, el cálculo no se repetirá

para cada juego de barras.

3.4 REACTANCIAS EQUIVALENTES.

Todas las fuentes de Circuito Corto se convertirán en reactancias por unidad, considerando

100 MVA base, tensión nominal de operación y usando las siguientes formulas:

a) Sistema Anterior.

X P.U =

capacidad interruptiva nominal del interruptor de alta tensión (3.6)

b) Generador.

X P.U =

ò

(3.7)

c) Transformadores ò Reactores.

XZ p.u =

(3.8)

En donde: F.T.= 0.925 Para transformadores de dos devanados y para reactores.

F.T = 0.9 Para transformadores de 3 o más devanados.

Los valores de F.T indicados se aplican a valores de Z% supuestos o especificados. Cuando

Z% es un valor de prueba: F.T = 1.0.

Hoja de datos de los Motores.

Es recomendable preparar una hoja con los datos de los motores, similar a la incluida en el

apéndice, para evitar confusiones al seleccionar la reactancia de los motores durante el

proceso de cálculo.


CAPITULO 3 38

Los siguientes valores deben ser tabulados en la hoja de datos.

a) H.P nominales.

b) Velocidad síncrona en r.p.m.

c) Eficiencia a plena carga.

Si desconocen los datos anteriores, en los catálogos de los fabricantes pueden encontrarse

valores típicos.

d) Factor de potencia a plena carga

Si se desconoce puede tomarse de los catálogos del fabricante.

e) KVA de plena carga. (Para cálculo de la impedancia por unidad de motor).

(KVA) pc =

X

(3.9)

Considerando cada tensión de barras como base.

f) Corriente rotor bloqueado.

La corriente de rotor bloqueado por unidad se expresa como un múltiplo de la corriente de

plena carga.

Si se desconoce, se considera igual a veces la corriente de plena carga.

g) Reactancia sub transitoria por 6.0 unidad en base a la tensión del motor. (Ver nota

inferior 3.4).

La reactancia sub transitoria X “de un motor de inducción es igual a:

1.0 dividido entre la corriente o KVA de rotor bloqueado en valores por unidad.

X “P.U =

=

(3.10)

NOTA 3.4:

Puesto que los devanados del rotor están distribuido uniformemente, la maquina presenta la

misma reactancia independiente del eje del rotor, Por lo tanto la notación X” en lugar de la

notación X” d se utilizara para representar la reactancia sub transitoria de los motores de

inducción.

h) Reactancia sub transitoria por unidad en base a la tensión de barras.


CAPITULO 3 39

XB” =

(2) (3.11)

XB”: Reactancia sub transitoria en base a la tensión del motor.

i) Reactancia sub transitoria por unidad en base a 100 MVA y a la tensión de barras.

X”PU =

Xb” En base a la tensión de la barra. (3.12)

j) La corriente por interrumpir se determina utilizando los factores siguientes para obtener

las impedancias equivalentes aplicables.

Todos los motores síncronos: 1.5 X”.

Motores de inducción:

Más de 1.000 H.P 1800 rpm ò menos 1.5 X”

Más de 250 H.P 3600 rpm. 1.5 X”

Todos los demás motores 3.0 X”.

k) La componente simétrica de la corriente momentánea se calcula utilizado los factores

siguientes para obtener las impedancias equivalentes aplicables.

Todos los motores síncronos: 1.0X”

Motores de Introducción: 1.0X”

Más de 1000 H.P con 1800 rpm ò menos: 1.0X”

Más de 250 H.P con 36 00 rpm: 1.0X”

Todos los demás de motor: 1.2X”

l) Resistencia de Armadura de los Motores de corriente Alterna.

Este valor se utiliza para determinar la relación X/R después de contar con los datos de los

motores. Si no se cuenta con el valor de la resistencia de armadura en corriente alterna,

puede ser considerado igual a 1.2 veces la resistencia de armadura en corriente directa.

X/R es la relación entre la reactancia sub transitoria y la resistencia de armadura en C.A. de

los motores. Ambas cantidades en base a los KVA y tensión del motor. Esta razón puede

calcularse cuando se cuenta con los datos del motor.


CAPITULO 3 40

La curva alta se utiliza para motores de 3600 rpm. La curva media para motores de 1800

rpm. Y la curva inferior para todos los demás motores (considérese X/R = 6.6 para en

motor equivalente de los centros de carga).

m) Las figuras 4 y 5 que se incluyen en el apéndice se utilizan para determinar las relaciones

X/R de generadores y transformadores de potencia, respectivamente.

Factor Multiplicador de la Corriente por interrumpir. (Factor X/R).

No es necesario determinar este factor en los cálculos preliminares. Este factor se determina

en base a la relación X/R de la falla, cuyo valor alrededor de 20. Lo anterior da como

resultado un factor multiplicador de 1.05, obtenido de la figura 9 incluida en el apéndice.

Para los cálculos fanales el factor multiplicador se obtiene siguiendo el siguiente

procedimiento.

a) Determine la resistencia equivalente durante la interrupción (C37.010 – 5 – 4 .2) de

todos los componentes del sistema, utilizando los valores reales proporcionados por los

fabricantes. Si no se dispone de dicha información, la resistencia puede determinarse a

partir de los X/R , Norma C37.010 – 1979, contenida las siguientes sugerencias:

1. Considere para el sistema de alta tensión un valor de X/R = 10 (excluyendo la generación

local)

2. Para los transformadores auxiliar, de arranque y principal use la fig. 5 (ver apéndice).

3. Para los generadores, se estima que X/R varía entre 40 y 120.

4. Para transformador de subestación unitaria X/R=5.

5. La relación X/R es la relación de la reactancia X sub transitoria de los motores a la

resistencia (Rac) de la armadura C.A ambas cantidades en base a los KVA del motor y la

tensión base. Esta relación puede ser calculada con los datos del motor, sin embargo valores

estimados pueden ser obtenidos de la fig. 6, en el apéndice. La curva alta se emplea en

motores de 1800 rpm. Y la curva baja para todos los otros motores.

6. Para motores de Sub estaciones Unitarias X/R = 6.6.

Considerando la Norma ANSI C37.13 – 1973, sección 9 1 4.3 y

C37.19 – 1963 “sección 19 – 3.2.5.

7. Divida el valor de reactancia de cada elemento del circuito, tomando del diagrama de

reactancia durante la interrupción de la corriente, entre X/R del mismo elemento para

determinar la resistencia equivalente durante la interrupción, para cada elemento del

circuito. (X/X/R = R) todos los valores por unidad. Para los motores, la resistencia

equivalente puede calcularse en base a las sumas de las potencias a rotor bloqueado de los

motores.


CAPITULO 3 41

a) Dibuje el diagrama de resistencia durante la interrupción.

b) Trace el diagrama simplificado de resistencias durante la interrupción.

c) Combine las resistencias de los motores y del sistema para obtener la resistencia durante

la interrupción de la falla.

d) Divida la reactancia equivalente entre la resistencia equivalente (X/R) durante la

interrupción de la falla.

e) Se determina el factor multiplicador para obtener la corriente de falla simétrica.

Considere interruptores de cinco ciclos de apertura total de los contactos primarios.

NOTA 3.5:

Aun cuando las fallas que pasan a través del transformador auxiliar de la unidad ocurren

después de una sola transformación desde el generador, dicho transformador auxiliar

representa una relativa alta impedancia (comparada con la del generador) y por lo tanto

solamente se utilizara para fallas en el sistema de auxiliares.

3.5 CALCULO DE LA CORRIENTE DE FALLA DURANTE LA

INTERRUPCIÓN. Se deberán seguir los siguientes pasos:

a) Combine las reactancias del generador y del sistema de servicios para hallar una

reactancia equivalente de la fuente.

b) Sume las potencias imaginarias de rotor bloqueado de todos los motores, para obtener la

reactancia equivalente.

c) Combine la reactancia de los motores y la de la fuente con la reactancia del

transformador para obtener la reactancia equivalente de falla. (Esto debe aplicarse a los

niveles de tensión de 13.8 y 7.2 y4.16 KV para determinar las corrientes de falla a estas

tensiones).

d) Divida la mayor tensión de operación por unidad previa a la falla y en el punto de falla

(considere un factor multiplicador de un valor por unidad de 1.0 si no se dispone del dato)

entre la reactancia de falla y multiplique por la corriente base, para obtener el valor de la

corriente de falla simétrica.

e) Multiplique la corriente simétrica de falla por el factor multiplicador, para obtener la

corriente de falla durante la interrupción.


CAPITULO 3 42

f) Compare la corriente de falla durante la interrupción con los valores nominales del

interruptor.

La capacidad interruptiva simétrica de un interruptor para cada tensión de operación

diferente es igual a:

(Corriente nominal de Corto Circuito del Interruptor seleccionado) X K donde:

K =

(3.13)

Donde:

K= puede tener como máximo el valor indicado en la Tabla 2 de la Norma ANSI C37.06,

1979 y en la información de los fabricantes, Deje siempre un margen adecuado entre la

corriente interrumpible nominal y la Corriente de Circuito Corto por interrumpir obtenida

del cálculo, para prevenir futuros crecimientos de carga. Como último recurso, es posible

utilizar retardadores de disparo. VER TABLA EN ANEXO.

NOTA 3.6:

Los márgenes adecuados dependen de:

a) Etapa de Diseño

b) Aumento de carga, previstos en el futuro.

c) Incertidumbres de diseño etc.

En cualquier caso el margen no debe ser menor de 3% de la capacidad interruptiva máxima

de un interruptor, en la etapa final del diseño, y 10% en la etapa preliminar.


CAPITULO 3 43

DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL

FIGURA 3.1 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE LA EMPRESA.


CAPITULO 3 44

3.6 CALCULO DE REACTANCIAS Y RESISTENCIAS TOMANDO

UNA BASE DE 100 MVA.

A continuación se muestran los datos de los equipos para el cálculo:

TABLA 3.1 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES.

EQUIPO

CAPACIDAD

TENSION

PRIMARIA

TENSION

SECUNDARIA

%

Z

RESOLUCION

X/R

F.P.

Transformador

01BHT07

1.250 MVA

6.900 Kv

0.48 kV

5.75

5.79

0.72

Transformador

Feeding

18.000 MVA

20.000 kV

6.900 kV

6.80

18.60

0.72

TABLA 3.2 DATOS DE LOS MOTORES.

EQUIPO

Pn

(kW)

kVA

kV

A

F.P

R

X’’

R/X’’

MOTOR

BULK BHL10

38.83

53.93

0.460

61.69

0.80

5.90

19.11

0.31

MOTOR M1-

XCT-22 A

STAR MATIC

74.5

103.47

0.460

129.87

0.80

6.61

18.88

0.35

MOTOR M-

XCT-21- A

COSTA

LEVIGATRICI

36

50

0.460

62.76

0.80

5.90

19.11

0.31


CAPITULO 3 45

En la siguiente tabla se muestran los valores obtenidos en el cálculo de reactancias del

sistema:

TABLA 3.3 VALORES DE LAS REACTANCIAS DE LOS ALIMETADORES.

ALIMENTADORES REACTANCIAS

ALIMENTADOR 1 0.7354 PU







DESARROLLO DEL CALCULO ANEXO 2.


CAPITULO 3 46

En la siguiente tabla se muestran los valores de las reactancias de los equipos.

EQUIPO

Pn

(kW)

F.P.

N

IRB X/R KVA X”pum

X”pu

X”pupc

X”puM

X”pui

Rpu

int

MOTOR

BULK

BHL10

38.83

0.8

0.85

5.23

12

57.101

0.1911

0.175

281.46

281.46

422.2

35.18

MOTOR

M1-

XCT-22ª

74.5

0.8

0.85

5.29

15

109.557

0.1888

0.1733

145.27

145.27

217.91

14.52

MOTOR

M-XCT-

21 A

36

0.8

0.85

5.23

13

52.94

0.1911

0.1755

304.45

304.45

456.68

35.129

TABLA 3.4 VALORES DE REACTANCIAS DE LOS EQUIPOS DE LA EMPRESA.

DESARROLLO DEL CALCULO ANEXO 3.


CAPITULO 3 47

FIGURA 3.2 DIAGARAMA UNIFILAR CON VALORES EN P.U.


CAPITULO 3 48

3.7 CORIENTES DE CORTO CIRCUITO EN LAS FALLAS DEL

SISTEMA.

En la siguiente tabla se muestran los valores obtenidos en el cálculo de corto circuito del

sistema. (Véase anexo 3).

TABLA 3.5 VALORES DE CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO EN BARRAS.

NUMERO DE FALLA Icc (A) Icc (kA)

1 13822.05 13.82

2 76314.47 7.631

3 69277.79 6.927

4 310511.74 31.051

5 1255.1 12.551

6 22943.22 22.2943

DESARROLLO DEL CALCULO ANEXO 3


CAPITULO 4 49

CAPITULO 4 SELECCIÓN DE PROTECCIONES Un estudio de coordinación es el proceso de determinar las características y ajustes óptimos

de los elementos de protección de un sistema eléctrico. Los ajustes son elegidos para

obtener interrupciones de la mínima parte del sistema durante condiciones de falla.


CAPITULO 4 50

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE USADOS

EN LA APLICACIÓN DE RELEVADORES DE PROTECCION

Procedimiento para la selección de un transformador de corriente:

1) Determinar la máxima corriente de falla en el primario del transformador Ir

2) Determinar la correspondiente relación X/R

3) Seleccionar el rango de voltaje del transformador de corriente y entonces determinar el

Burden total por unidad del BURDEN STD. VER ANEXO.

4) Usando la ecuación (1) se calcula la Ir(máxima corriente de falla) por unidad, en función

del rango nominal del transformador de corriente

5) Determinar la máxima corriente de falla para verificar el rango nominal de corriente del

transformador de corriente seleccionado

1) 20≥

(If ) (Zb) ( 4.1)

2) Zb=

(4.2)

3) Vs≥

(If ) (Zb) ( 4.3)

4) If=

( 4.4)

5) IMAX=

x

x TC rango ( 4.5)

Donde:

If= Es la máxima corriente de falla del transformador de corriente por unidad del

rango del TC

Zb= es el BURDEN del TC por unidad del BURDEN STD

Vs=Es el voltaje de saturación

ANSI= Es el rango de voltaje del transformador seleccionado

I MAXIMA= Es la máxima corriente de falla en términos del primario del TC,

rango del voltaje ANSI, BURDEN en ohms y la relación (X/R) del circuito primario

del transformador.


CAPITULO 4 51

4.1 CALCULO DE TC´S PARA EL EQUIPO

LADO DE ALTA TENSION PARA TRANSFORMADOR FEEDING (LADO 20000 V)

18 000 MVA

20 kV

% Z= 6.8

Ipc=

(4.6)

=

= 519.61A

= = (519.61) (1.2) =623.53

1.2 es el 20% de sobrecarga del TC

Con esto de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente se selecciona un TC

de 800/5 que va a soportar una corriente máxima de corto circuito de 20 veces la capacidad

nominal. Para garantizar su funcionamiento a 110%.

El rango del TC seleccionado es de 800/5 (VER ANEXO 3)

El valor de la falla trifásica en 6900 V es 76314.47 A.

ver formula (4.4)

If=

= 95.39 A

Determinación del Burden. (VER ANEXO 4)

Resistencia del relevador de sobrecorriente 0.02Ω

Resistencia del TC 0.5 Ω

BURDEN TOTAL 0.52 Ω

Ir Imaxcc

Relacion de transformacion

A

400 190.78 A (4.7)

= = (190.78) (0.52) = 99.20

La clase de precisión de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente es C50.

(Ver Anexo 5).


CAPITULO 4 52

Ver formula (4.2)

Zb=

=

= 04Ω

Con una relación X/R de 18.60

Ver formula (4.3).

Vs= (18.6+1) (95.39) (0.52) =972.21V

Ver formula (4.5)

IMAX=

x

x (800) =19999.89 ó 19.99 ≥ 7.63


CAPITULO 4 53

LADO DE BAJA TENSION PARA TRANSFORMADOR FEEDING (LADO 6900 V)

18 000 MVA

6,9 kV

% Z= 6.8

Ver formula (4.6)

=

= 1506.13A

= = (1506.13) (1.2) = 1807.35



de 2000/5 que va a soportar una corriente máxima de corto circuito de 20 veces la

capacidad nominal. Para garantizar su funcionamiento a 110%.

El rango del TC seleccionado es de 2000/5 (VER ANEXO 3)

El valor de la falla trifásica en 6900 V es 13822.05 A.

ver formula (4.4)

If=

= 6.911 A





Ver formula (4.7)

Ir 1 A

400 34.55 A

= = (34.55) (0.52) = 17.96


CAPITULO 4 54


(Ver anexo 5).

Ver formula (4.2)

Zb =

= 04Ω


Ver formula (4.3).

Vs=(18.6+1)( 6.911)( 0.52) =70.436V

Ver formula (4.5).

IMAX=

x

x (2000) =49999.92 ó 49.99 ≥ 13.82


CAPITULO 4 55

LADO DE BAJA TENSION PARA TRANSFORMADOR 01BHT07 (LADO 480 V)

1250 kVA

0.48 kV

% Z= 5.75

Ver formula (4.6)

=

= 1503.51A A

= = (1503.51) (1.2) = 1804.212


Con esto se de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente selecciona un TC

de 2000/5 que va a soportar una corriente máxima de corto circuito de 20 veces la

capacidad nominal. Para garantizar su funcionamiento a 110%.

El rango del TC seleccionado es de 2000/5. (VER ANEXO 3)

El valor de la falla trifásica en 480 V es 310511.74 A

ver formula (4.4)

If=

= 155.25 A





Ver formula (4.7)

Ir Imaxcc

Relacion de transformacion

A

400 776.27 A

= = (776.27) (1.02) = 791.79


CAPITULO 4 56

La clase de precisión de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente es C100

(Ver anexo 5).

Ver formula (4.2)

Zb= =

= 2 04Ω


Ver formula (4.3).

Vs=(5.79+1)(155.25)(1.02) =1075.23V

Ver formula (4.5).

IMAX=

x

x (2000) =99999.95 ó 99.99 ≥31.051


CAPITULO 4 57

PARA LADO DE ALTA TENSION TRANSFORMADOR 01BHT07 (LADO 6900 V)

1250 kVA

6.9 kV

% Z= 5.75

Ver formula (4.6)

=

= 104.59 A

= = (104.59) (1.2) = 125.51



de 250/5 que va a soportar una corriente máxima de corto circuito de 20 veces la capacidad


El rango del TC seleccionado es de 250/5(VER ANEXO 3)


ver formula (4.4)

If=

= 277.11 A





Ver formula (4.7)

Ir A

0 1385.55 A

= = (1385.55) (0.17) = 235.54


CAPITULO 4 58


(Ver anexo 5).

Ver formula (4.2)

Zb=

= 0 7Ω


Ver formula (4.3)

Vs=(5.79+1)( 277.11 )( 0.17 ) = 319.86 V

Ver formula (4.5)

IMAX=

x

x (250) =24999 ó 2.499 ≥ 6.927


CAPITULO 4 59

CALCULO PARA LOS MOTORES

A continuación se muestra el cálculo para los motores para la selección de protecciones

PARA MOTOR BULK BHL10

38.83 kW

0.46 kV

FP=0.8

h=0.85

Ipc=

(4.8)

Ipc= 38 83 W

3 0 46 0 8 0 85 = 71.67A

= =( 71.67)(1.2)=86 A


Con esto de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente se selecciona un TC de

150/5 que va a soportar una corriente máxima de corto circuito de 20 veces la capacidad




ver formula (4.4)

If=

= 152.95A


Resistencia del relevador de sobrecorriente 0.02 Ω




CAPITULO 4 60

Ver formula (4.7)

764.77A

= ( ) ( ) = (764.77) (0.095) = 72.653


(Ver anexo 5)

Ver formula (4.2)

Zb=

= 0 0475Ω

Con una relación X/R de 12

Ver formula (4.3)

Vs= (12+1) (72.653) (0.0475) = 44.863 V

Ver formula (4.5)

IMAX=

x

x (150) =29996.38 ó 29.99 ≥ 22.29 (4.50)


CAPITULO 4 61

PARA MOTOR M1-XCT-22A STAR MATIC.

70.86 kW

0.46 kV

FP=0.8

h=0.85

ver formula (4.8)

Ipc= W

3 0 46 0 8 0 85 = 130.79A

= = (130.79) (1.2) = 156.94 A







ver formula (4.4)

If=

= 1242.04A

DETERMINACIÓN DEL BURDEN. (VER ANEXO 4)




Ver formula (4.7)

6210.23 A

= ( )( ) = (6210.23)(0.145) = 900.48


CAPITULO 4 62

La clase de precisión de acuerdo a la NOM-J-109 de Transformadores de Corriente es

C200. (Ver anexo 5)

Ver formula (4.2)

Zb =

= 0 0725Ω


Ver formula (4.3)

Vs= (15+1) (1242.04) (0.0725) = 1440.76 V

Ver formula (4.5)

IMAX=

x

x (250) =49999.77 ó 49.99 ≥ 31.051


CAPITULO 4 63

PARA MOTOR M-XCT-21ª COSTA LEVIGATRICI.

89.8 kW

0.46 kV

FP=0.8

h=0.85

ver formula (4.8)

Ipc= W

3 0 46 0 8 0 85 = 165.75A

= = (165.75) (1.2) = 199 A






El valor de la falla trifásica en 480 V es 69277.79ª

ver formula (4.4)

If=

= 461.85A

DETERMINACIÓN DEL BURDEN. (VER ANEXO 4)




Ver formula (4.7)

2309.25 A

= ( ) ( ) = (2309.25) (0.095) = 219.37


CAPITULO 4 64


(Ver anexo 5).

Ver formula (4.2)

Zb =

= 0 9Ω


Ver formula (4.3)

Vs= (13+1) (461.85) (0.19) = 1228.52 V

Ver formula (4.5)

IMAX=

x

x (150) =7499 ó 7.49 ≥ 6.927


CAPITULO 4 65

4.2 CRITERIO DE SELECCIÓN DE PROTECCIONES.

A continuación se muestran las posibles protecciones que pude utilizar el equipo de la

empresa para un mejor desempeño de acuerdo a los valores obtenidos con los calculos.

PARA TRANSFORMADORES:

LADO DE BAJA TENSION FEEDING 6900 VCA

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE Y FALLA A TIERRA DEL

TRANSFORMADOR Feeding: RELEVADOR 51/51 N

MARCA: INDISTINTA

TENSION: 20000/6900 VCA

IMPEDANCIA: 6.80%

CAPACIDAD: OA FA ºC

18000 kVA 24000 kVA 55

20160 kVA 26880 kVA 65

PROTECCION: RELEVADOR 51/51 N

Relevador estático de sobrecorriente, trifásico para fallas de fase y a tierra, característica de

tiempo seleccionable.

RANGO DE CORRIENTE

Para fase: 2.5 – 40 x In op instantánea

0.5 – 2.5 x In op temporizada

Para tierra los mismos.

TC`S: 1000/5 A (Relación= 200)

2000/5 A (Relación=400) en el neutro

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE 51

Para cumplir con los límites de protección establecidos por el NEC, se deben tomaren cuenta

los siguientes criterios para el ajuste del relevador.

a) No rebasar el límite de sobrecorriente NEC para la protección del secundario del

transformador.

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC


CAPITULO 4 66

UTILIZANDO LA FORMULA 4.6 SE TIENE:

=

=1506.13A

(IPC a Capacidad Nominal)

Limite de sobrecorriente = (2.5) (1506.13)= 37654.3 A

b) Permitir al transformador operar a la corriente de sobrecarga

=

=2249.15A

c) Proteger el bus del tablero, el cual tiene una capacidad de 3000 A

d) La curva característica de este relevador debe ser selectiva con las curvas características

de los dispositivos de abajo

ARRANQUE:

Para cumplir con lo anterior, el arranque debe ser menor o igual a 3000 (ampacidad del

bus)

ecTc =

=

=15 A (4.9)

Con este valor, se recomienda ajustar a:

IS= 1x In en el rango de ajuste de (o.5-2.5) x In

Con este ajuste, el relevador arrancará a:

IS= 1x In = (1) (5)= 5 A (corriente del secundario del TC)

(5) (400)= 2000 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

El tiempo de operación de este relevador, debe ser mayor que el tiempo de operación del

relevador anterior para la corriente de corto circuito en las barras de 480V.


CAPITULO 4 67

MULTIPLO DE AJUSTE:

Icc= 12676.6 A (valor de corriente de corto circuito obtenido por el método de

reactancias)

FALLASECTC =

=63.38 A

=

=12.67 (Multiplo de ajuste)

Por lo tanto, el múltiplo de ajuste será:

Múltiplo= 13 x Is

Este valor representa:

13x Is= (13) (5)= 65 A (corriente en el secundario del TC)

65 x 200= 13000 A (corriente en el primario del TC)

Tipo de curva: Muy inversa

Con estos ajustes, se observa que el relevador opera en aproximadamente 0.2seg cuando

representa una corriente de corto circuito de 13822.05 A

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor (0.034seg), la falla será

liberada en aproximadamente:

Tiempo de operación del relevador 51= 0.2 seg

Tiempo de interrupción del INT = 0.034 seg

Tiempo de interrupción de la falla = 0.234 seg

PROTECCION DE FALLA A TIERRA (51N)

Icc ASIM MAX= Icc x 1.25= (13822.05) (1.25) = 17277.56A

I FALLA A TIERRA= 17277.56 A


CAPITULO 4 68

sec =

=43.19 A

(Corriente que llega al relevador del Neutro 51 N)

De acuerdo con este cálculo, se observa que la relación del TC es muy pequeña, ya que la

corriente máxima en el secundario del TC debe ser ≤ 100 A

AJUSTE DEL RELEVADOR DE FALLA A TIERRA (51 N)

Este relevador (Unidad de falla a tierra), debe coordinarse con el elemento de falla a tierra,

de los relevadores de corriente, por lo tanto, se recomiendan los siguientes ajustes:

ARRANQUE:

Debe ser mayor de 120 A(corriente de arranque del elemento de falla a tierra del relevador

Nº2)

ISEC TC=

=0.3 A (Corriente en el secundario del TC)

Esta corriente representa: 0.08 INOM RELEVADOR (0.4/5= 0.08)


IS = 0.1 X In en el rango de ajuste de (0.1- 0.5) x In

Con este ajuste el relevador arrancará a:

IS= 0.1 x In= (0.1) (5)= 0.5 A (Corriente en el secundario del TC)

IP=0.5 x 400= 200 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

El tiempo de operación de este relevador debe ser mayor que el tiempo de operación de los

relevadores anteriores para la corriente de falla a tierra en 480 VCA

IFALLA= 17277.56 A

En las curvas tiempo corriente, se observa que la corriente de falla a tierra será liberada por

los dispositivos de protección en aproximadamente 0.13 seg

Para que el relevador, asegure la selectividad con los dispositivos de protección anteriores

debe ser ajustado de tal manera que el trazo de su curva característica quede 0.07s arriba de

0.09 s a t=0.16 s


CAPITULO 4 69

MULTIPLO DE AJUSTE:

ICC= 17277.56 A

sec =

=43.19 A

MULTIPLO= 39.61/0.5=79.22A (Múltiplo de ajuste)

Por lo tanto, el múltiplo de ajuste a usar será el máximo posible.

Múltiplo= 30 x Is

Este relevador representa:

30 x Is= (30) (0.5)= 15 A (Corriente en el secundario del TC)

15 x 400= 6000 A (Corriente en el primerio del TC)

Con los valores de t=0.16s y Múltiplo=30 x Is, podemos seleccionar el tipo de curva y la

palanca

Tipo de curva: Muy inversa

Palanca = 0.1

Con estos ajustes, se observa que el relevador opera en aproximadamente 0.21, cuando

representa una corriente mayor a 6000 A, o mayor.

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor (0.034), la falla será

liberada en aproximadamente.

Tiempo de operación del relevador= 0.21 seg

Tiempo de apertura del interruptor= 0.034 seg

Tiempo de interrupción de la falla=0.244 seg


CAPITULO 4 70

LADO DE ALTA TENSION FEEDING LADO 20000 VCA

PROTECCION DEL TRANSFORMADOR Feeding (LADO 20000 VCA)

RELEVADORES 150/151/150G

MARCA:


IMPEDANCIA: 6.80%


18000 kVA 24000 kVA 55

20160 kVA 26880 KVA 65

PROTECCION: 150/151/150G

Relevador trifásico (función programable) para protección del corto circuito y

sobrecorriente entre fases y fallas a tierra, rango ajustable.

TC 1000/5 A (Relación K1= 200)

Para la correcta protección del transformador, los ajustes del transformador, los ajustes de

los relevadores 150/151/150G deben cumplir con lo siguiente:

a) La curva característica de los relevadores deben quedar a la derecha del punto de

magnetización (Inrush).

I PUNTO MAG (INRUSH) = IA= 10 X IPC

UTILIZANDO LA FORMULA 4.6 SE TIENE

=

=519.61A (=INS)

I PUNTO MAG (INRUSH) = IA = 10 X IPC= (10) (519.61) =5196.15 A

T PUNTO DE MAG (INRUSH) = 0.1 s Tiempo de duración de la corriente de magnetización)

b) La protección debe operar antes que exceda el límite de la capacidad del

transformador para soportar sin dañarse, esfuerzos causados por un corto circuito

(PUNTO ANSI Y/O CURVA ANSI)

NOTA 4.1:

La Curva ANSI, se considera más exacta y muestra puntos más críticos que el Punto ANSI,

tal como se observa en las curvas Tiempo Corriente.


CAPITULO 4 71

FIGURA 4.1 CURVA ANSI TIEMPO-CORRIENTE.


CAPITULO 4 72

PUNTO ANSI (I ANSI, t ANSI)

De acuerdo a la tabla de capacidad del transformador y a los datos del transformador, el

punto ANSI es el siguiente:

IANSI= 8.29 X IPC= (12) (519.61)=6235.32 A

T ANSI= 5 seg.

CURVA ANSI:

De acuerdo con lo indicado en las tablas de características del transformador los puntos que

forman la curva ANSI utilizando la fórmula 4.10, son los siguientes:

Punto 1:

I1= Ipc

Zt Zs

519 61 0 58

0 068 0 33 =757.22A (4.10)

t1= 2 seg.

Punto 2:

I1= Ipc

Zt Zs

519 61 0 58

0 068 0 33 = 378.61 A

t2= 8 seg.

Punto 3:

I1= Ipc

Zt Zs

519 61 0 58

0 068 0 33 = 378.61 A

t3= 5000(Zt + Zs)= (5000)(0.068+0.33)=1990 seg.

Punto 4:

I4= 5 IPC= 5 (519.61 x 0.58)= 1506.86 A

t4= 50 seg.

c) No rebasar el límite máximo para protección por sobrecorriente de primario del

transformador


CAPITULO 4 73

Límite máximo de sobrecorriente = 4 x IPC = (4) (519.61)=2078.44 A

d) Permitir al Transformador operar a la corriente de sobrecarga:

=

=775.95A

e) La magnitud de la corriente de disparo no debe exceder la ampacidad del cable

alimentador

Calibre del cable seleccionado: 5C – 750 MCM / ø

INOM. CABLE = 5 X 760 A = 3,800 Amp.

FACTOR DE CORRECCIÒN POR AGRUP. = 0.7

IREAL CABLE = 3,800 X 0.7 = 2,660 Amp.

IREAL CABLE = 1.77 IPC = 1.77 x 1506.13= 2660.13 Amp.

f) La curva característica del relevador del secundario debe ser selectiva con la curva

del relevador del primario del transformador con el 16% adicional en la curva de

operación

AJUSTE DEL RELEVADOR

De acuerdo con los datos técnicos del transformador y con lo indicado en el manual de

instrucciones, para instalación y operación del propio relevador el cálculo de los ajustes, se

obtiene de la siguiente forma:

CORRIENTE BASE IB

IE =

=

=2.59 A (Corriente en el Secundario del TC)

Donde:

IE= Corriente base del relevador

INS= corriente nominal vista en el primario del TC

K1= Relación de transformación del TC

IN= Corriente nominal en el secundario del TC

IPC= Corriente a plena carga


CAPITULO 4 74

PROTECCION DE FALLA ENTRE FASES I>>1

ARRANQUE:

Para cumplir con los límites de protección, la corriente de arranque debe ser mayor de

1045.9A (Punto de magnetización- Inrush)

I>>1= 5196 15 x INS

Ipc =

5196 15 x INS

519 61 = 10

10x INS= 10 x IE.

Con este ajuste se recomienda ajustar a:

I>>1= 11 x IE.

Con este ajuste, el relevador arrancara a:

11 x IE.= (11) (1.743)= 19.173A (Corriente en el secundario del TC)

(19.173A) (200)=3834.6A (Corriente en el primario del TC)


I>>1= 11 x IE.




TIEMPO:

Por tratarse de un elemento instantáneo (150) se recomienda ajustar el mínimo tiempo

posible.

Ajustar a: 0.02 seg

Con este ajuste se observa que el relevador opera en 0.08 seg. Cuando se representa una

falla de 3834.6 A o mayor


CAPITULO 4 75

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor, la falla será liberada

en aproximadamente:

Tiempo de operación del relevador:= 0.02 seg

Tiempo de interrupción del interruptor = 0.08 seg

Tiempo de interrupción de la falla= 0.10 seg

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE I>1

ARRANQUE:

Para cumplir con los límites de protección en arranque debe ser entre

ISOBRECARGA=2249.15A A y la IREALCABLE= 2660 A

>1 =

=

= 1.493x INS

1.493x INS= 1.493x IE.

>1 =

=1.766x INS

1.766x INS=1.766x IE.

Con estos valores, se recomienda ajustar a:

I>1= 1.7x IE.


1.7x IE= 1.7(1.743)= 2.96 A (Corriente del secundario del TC)

2.96x60= 177.78 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

Con el fin de que la curva característica de este relevador sea selectiva con la curva del

relevador anterior, con el 16% adicional en la curva de operación, se recomienda el

siguiente ajuste:

Ajustar a t1>1= 5 seg


CAPITULO 4 76

Para lograr una óptima protección del transformador y con el fin de que la curva de este

relevador, no se traslape con la curva del relevador anterior, se recomienda formar una

curva escalonada con la combinación de las funciones de protección de falla entre fases

I>>1, I>>2 (150) y las funciones de protección de sobrecorriente I>1, I>2, I>3 (151) con

las que cuenta este relevador

PROTECCION DE FALLA A TIERRA I0

De acuerdo con la conexión del relevador a través de los TC`S y siendo un elemento

instantáneo se recomienda en al arranque el mínimo posible Con este ajuste, el relevador

arrancará a:

0.2 x IE= (0.2) (1.743)= 0.348 seg (corriente en el secundario del TC)

0.348 x 60= 20.916 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

Por tratarse de un elemento instantáneo se recomienda el mínimo tiempo posible.

Ajustar a: T Io=0.02 seg

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor (60 ms), la falla a

tierra.

Tiempo de operación del relevador: 0.02 seg

Tiempo de interrupción del: 0.06 seg

Tiempo de interrupción de la falla: 0.08 seg


CAPITULO 4 77

LADO DE BAJA TENSION TRANSFORMADOR 01BHT07 LADO 480 VCA

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE Y FALLA A TIERRA DEL

TRANSFORMADOR 01BHT07 (LADO 480 VCA) RELEVADOR 51/51 N

MARCA: INDISTINTA.


IMPEDANCIA: 5.75%


1250 kVA 1437.5 KVA 55

1400 kVA 1610 kVA 65

PROTECCION. Relevador estático de sobrecorriente, trifásico para fallas de fase y a tierra, característica de

tiempo seleccionable.

RANGO DE CORRIENTE

Para fase: 2.5 – 40 x In op instantánea

0.5 – 2.5 x In op temporizada

Para tierra los mismos.

TC`S: 2000/5 A (Relación= 400)

300/5 A (Relación=60) en el neutro

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE 51

Para cumplir con los límites de protección establecidos por el NEC, se deben tomaren

cuenta los siguientes criterios para el ajuste del relevador.

a) No rebasar el límite de sobrecorriente NEC para la protección del secundario del

transformador.

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC

Utilizando la fórmula 4.6 se tiene:

=

= 1503.51A


CAPITULO 4 78

(IPC a Capacidad Nominal)

Limite de sobrecorriente= (2.5) (1503.51)= 3758.77 A

b) Permitir al transformador operar a la corriente de sobrecarga

=

= 1936.52 A

I sobrecarga= (1503.51) (1.15) (1.12)= 1936.52 A

c) Proteger el bus del tablero, el cual tiene una ampacidad de 3000 A

d) La curva característica de este relevador debe ser selectiva con las curvas

características de los dispositivos de abajo

ARRANQUE:

Para cumplir con lo anterior, el arranque debe ser menor o igual a 0.02 seg (ampacidad del

bus)

= ampacidad del bus

relacion del Tc =

= 7.5 A


IS= 1x In en el rango de ajuste de (o.5-2.5) x In

Con este ajuste, el relevador arrancará a:

IS= 1x In = (1) (5)= 5 A (corriente del secundario del TC)

(5) (400)= 2000 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

El tiempo de operación de este relevador, debe ser mayor que el tiempo de operación del

relevador anterior para la corriente de corto circuito en las barras de 480V.

MULTIPLO DE AJUSTE:

Icc= 310511.74 A (valor de corriente de corto circuito obtenido por el método de

reactancias)

=

=776.27A


CAPITULO 4 79

=

= 155.25 (Multiplo de ajuste)

Por lo tanto, el múltiplo de ajuste será:

Múltiplo= 155 x Is

Este valor representa:

155x Is= (155) (5)= 775 A (corriente en el secundario del TC)

65 x 400= 26000 A (corriente en el primario del TC)

Tipo de curva: muy inversa

Con estos ajustes, se observa que el relevador opera en aproximadamente 0.2 seg cuando

representa una corriente de corto circuito de 310511.74 A

FIGURA 4.2 CURVA MUY INVERSA DE ACUERDO A LA ANSI.

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor (0.034seg), la falla será

liberada en aproximadamente:

Tiempo de operación del relevador 51= 0.2 seg

Tiempo de interrupción del INT = 0.034 seg

Tiempo de interrupción de la falla = 0.234 seg


CAPITULO 4 80

LADO DE ALTA TENSION TRANSFORMADOR 01BHT07 LADO 6900 VCA

PROTECCION DEL TRANSFORMADOR 01BHT07 (LADO 6900 VCA)

RELEVADORE: 150/151/150G

MARCA: INDISTINTA


IMPEDANCIA: 5.75%


1250 kVA 1437.5 Kva 55

1400 kVA 1610 kVA 65

PROTECCION RELEVADORE: 150/151/150G

Relevador trifásico (función programable) para protección del corto circuito y

sobrecorriente entre fases y fallas a tierra, rango ajustable.

TC 300/5 A (Relación = 60)

Para la correcta protección del transformador, los ajustes del transformador, los

ajustes de los relevadores 150/151/150G deben cumplir con lo siguiente:

e) La curva característica de los relevadores deben quedar a la derecha del punto de

magnetización (Inrush).

I PUNTO MAG(INRUSH)= IA= 10 X IPC


Ipc=1250 VA

6 9 V x 3 = 104.59A (=INS)

I PUNTO MAG(INRUSH)= IA= 10 X IPC= (10) (104.59)= 1045.9 A

T PUNTO DE MAG (INRUSH)= 0.1 s Tiempo de duración de la corriente de magnetización)

h) La protección debe operar antes que exceda el límite de la capacidad del transformador para

soportar sin dañarse, esfuerzos causados por un corto circuito (PUNTO ANSI Y/O CURVA

ANSI)


CAPITULO 4 81

NOTA 4.2:

La Curva ANSI, se considera más exacta y muestra puntos más críticos que el Punto ANSI, tal

como se observa en las curvas Tiempo Corriente

PUNTO ANSI (I ANSI, t ANSI)

De acuerdo a la tabla de capacidad del transformador y a los datos del transformador, el punto

ANSI es el siguiente:

IANSI= 8.29 X IPC= (8.29) (104.59)=867.05 A

T ANSI= 5 seg.

CURVA ANSI:

De acuerdo con lo indicado en las tablas de características del transformador los puntos

que forman la curva ANSI, son los siguientes:


Punto 1:

I1 = Ipc

Zt =

104 59 0 58

0 0575 = 1054.99 A

t1= 2 seg.

Punto 2:

I2 = Ipc

Zt =

104 59 0 58

0 0575 = 738.49 A

t2= 4.08 seg.

Punto 3:

I3 = Ipc

Zt =

104 59 0 58

0 0575 = 738.49 A

t3= 2551 (Zt) 2= (2551) (0.0575)2= 8.43 seg.

Punto 4:

I4= 5 IPC= 5 (104.59 x 0.58) = 303.31 A

t4= 50 seg.


CAPITULO 4 82

i) No rebasar el límite máximo para protección por sobrecorriente de primario del

transformador

Límite máximo de sobrecorriente= 4 x IPC= (4) (104.59)=418.36 A

j) Permitir al Transformador operar a la corriente de sobrecarga:

utilizando formula 4.6

Ipc= VA

6 9 V x 3 = 134.71A

ISOBRECARGA= (104.59) (1.15) (1.12)=134.71 A

k) La magnitud de la corriente de disparo no debe exceder la ampacidad del cable alimentador

Calibre del cable seleccionado: 250 MCM

I NOM CABLE= 311 A

FACTOR DE CORRECCION POR AGRUPAMIENTO= 0.7

I REAL CABLE= (311) (0.7)= 217.7 A

l) La curva característica del relevador del secundario debe ser selectiva con la curva del

relevador del primario del transformador con el 16% adicional en la curva de operación.

AJUSTE DEL RELEVADOR De acuerdo con los datos técnicos del transformador y con

lo indicado en el manual de instrucciones, para instalación y operación del propio relevador

el cálculo de los ajustes, se obtiene de la siguiente forma:

CORRIENTE BASE IB

IE = Ipc

=

104 59

60 = 1.743 A (Corriente en el Secundario del TC) (4.137)

Donde:

IE= Corriente base del relevador

INS= corriente nominal vista en el primario del TC

K1= Relación de transformación del TC

IN= Corriente nominal en el secundario del TC

IPC= Corriente a plena carga


CAPITULO 4 83

PROTECCION DE FALLA ENTRE FASES I>>1

ARRANQUE:

Para cumplir con los límites de protección, la corriente de arranque debe ser mayor de

1045.9A (Punto de magnetización- Inrush)

I>1 =1045 9x INS

Ipc =

1045 9x INS

1045 9 = 10

10x INS= 10 x IE.


I>>1= 11 x IE.




TIEMPO:

Por tratarse de un elemento instantáneo (150) se recomienda ajustar el mínimo tiempo posible.

Ajustar a: 0.02 seg

Con este ajuste se observa que el relevador opera en 60 ms. Cuando se representa una falla de

1150.38 A o mayor

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor, la falla será liberada en

aproximadamente:


Tiempo de interrupción: 0.06 seg



CAPITULO 4 84

PROTECCION DE SOBRECORRIENTE I>1

ARRANQUE:

Para cumplir con los límites de protección en arranque debe ser entre ISOBRECARGA=134.71A

y la IREALCABLE= 217.7 A

I>1 =134 71x INS

Ipc =

134 71x INS

104 59 = 1.287 x INS

1.287x INS= 1.28x IE.

I>1 = IREALCABLEx INS

Ipc

217 7X INS

104 59 = 2.08x INS

2.08x INS= 2.08x IE.

Con estos valores, se recomienda ajustar a:

I>1= 1.7 x IE.


1.7 x IE= 1.7 (1.743)= 2.963A (Corriente del secundario del TC)

2.963 x60= 177.78 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

Con el fin de que la curva característica de este relevador sea selectiva con la curva del

relevador anterior, con el 16% adicional en la curva de operación, se recomienda el

siguiente ajuste:

Ajustar a t1>1= 4.5 seg

Para lograr una óptima protección del transformador y con el fin de que la curva de este

relevador, no se traslape con la curva del relevador anterior, se recomienda formar una

curva escalonada con la combinación de las funciones de protección de falla entre fases

I>>1, I>>2 y las funciones de protección de sobrecorriente I>1, I>2, I>3 con las que cuenta

este relevador


CAPITULO 4 85

PROTECCION DE FALLA A TIERRA I0

De acuerdo con la conexión del relevador a través de los TC`S y siendo un elemento

instantáneo se recomienda en al arranque el mínimo posible con este ajuste, el relevador

arrancará a:

0.2 x IE= (0.2) (1.743)= 0.348 seg (corriente en el secundario del TC)

0.348 x 60= 20.916 A (Corriente en el primario del TC)

TIEMPO:

Por tratarse de un elemento instantáneo se recomienda el mínimo tiempo posible.

Ajustar a: T Io=0.02 seg

Tomando en cuenta el tiempo de interrupción del propio interruptor (60 ms), la falla a

tierra.


Tiempo de interrupción del: 0.06 seg



CAPITULO 4 86

CALCULO DE PROTECCIONES PARA MOTORES.

PROTECCION DEL MOTOR M-XCT-21A COSTA LEVIGATRICI

DATOS TECNICOS DEL MOTOR:

MARCA: COSTA LEVIGATRICI TENSION NOMINAL: 460VCA

POTENCIA NOMINAL: 48.25 HP

CORRIENTE A PLENA CARGA: 66.44 A

CORRIENTE DE ROTOR BLOQUEADO: 6 x Ipc= (6) (66.44)=398.64 A

VELOCIDAD: 3600 rpm

FACTOR DE SERVICIO: 1.15

MAXIMOS AJUSTES PERMITIDOS POR EL NEC

Para lograr una óptima protección del motor y cable alimentador, en el cálculo de los

ajustes de las protecciones, se deben tomar en cuenta los siguientes criterios:

a) Proteger el cable, no rebasando su ampacidad real ni su capacidad por corto circuito

b) Permitir el arranque del motor, liberando la máxima corriente de arranque.

(IMAGNETIZACION)

Máxima Corriente de Arranque= IRB x Factor

Asim. x Factor Seg. = (Transcient Inrush Current) =( 398.64)(1.5)(1.1)=657.75 A

c) No rebasar el límite de sobrecarga por factor de Servicio (Elementos Térmicos)

Limite de Sobrecarga= 1.25 x IPC (Para motor con F. S.= 1.15) = (1.25)(66.44)= 83.05 A

d) No rebasar el límite de sobrecorriente (Interruptor termomagnetico)

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC (Para interruptores con característica de tiempo inverso)

=(2.5)(66.44)=166.1 A

e) No rebasar el límite de sobrecorriente por corto circuito (Elemento Instantáneo)

13 x IPC=(13)(66.44)=863.72 A


CAPITULO 4 87

CURVA TIEMPO CORRIENTE DEL MOTOR

Debido a que la curva de aceleración del motor es desconocida, se procederá a trazar el

perfil o curva del motor de la siguiente manera:

De acuerdo con los indicado anteriormente, en el arranque se supone que la corriente

(Máxima Corriente de Arranque del motor es 657.75 A, con una duración de 0.1 seg.

Después de 0.1 seg, la corriente se reduce a 398.64 A (IRB)y continua con este valor hasta

10 seg aproximadamente después de ese tiempo, la corriente se reduce a 66.44 A (IPC) la

cual representa su valor nominal.

Uniendo esos valores con líneas horizontales y verticales se forma una función escalonada,

la cual representa el perfil de aceleración del motor. Esta curva o perfil del motor, se

muestra en las curvas TIEMPO CORRIENTE.

CURVA TIEMPO CORRIENTE DEL CABLE

En las curvas tiempo corriente se indican los valores de Ampacidad y la Capacidad por

Corto Circuito del cable seleccionado. Estos son obtenidos a partir de cálculos con auxilio

de tablas de fabricantes.

Para este motor el cable seleccionado es: 3/ 1C- AWG

IPC del motor = 66.44 A

INOM CABLE= 192 A

Factor de corrección por agrupamiento=0.7

IREAL CABLE= (192) (0.7)=134.4 A

De acuerdo con lo anterior se observa que el cable seleccionado es correcto ya que su

ampacidad real es mayor del 125% de la corriente a plena carga del motor.

La curva tiempo corriente del cable (Límite térmico por corto circuito) mostrada en las

curvas TIEMPO CORRIENTE es trazada a partir de las curvas del fabricante

En el ajuste de los elementos térmicos debe permitir lo siguiente:

a) Que la curva característica del elemento térmico (Ver hoja de anexo) quede a la

derecha del perfil del motor


CAPITULO 4 88

b) La magnitud de la corriente de arranque de los elementos térmicos será igual o

menor que el límite de sobrecarga permitido por el NEC.

Limite de sobrecarga= 1.25 IPC (Para motores con F. S.=1.15) = (1.25) (66.44)=83.05A

Para cumplir con lo anterior los elementos térmicos se deben AJUSTAR MAXIMO AL

125% de la IPC del motor. Por lo tanto, los elementos térmicos seleccionados son los

adecuados ya que su corriente de disparo es menor del 125% de la IPC del motor.

Elemento térmico: CC-132 Rango en Amperes: 63.8- 67.1

Con este elemento térmico, el disparo ocurrirá a:

IDISPARO= 1.25 x 63.8= 79.75 A

Con el fin de observar gráficamente el comportamiento de los elementos térmicos, se

procede a trazar su curva características en las curvas tiempo corriente.

INTERRUPTOR TERMOMAGNETICO

El interruptor termomagnetico tiene una unidad térmica y otra magnética.

El interruptor termomagnetico de este motor es de característica de tiempo NO

AJUSTABLE y unidad magnética AJUSTABLE. La unidad térmica tiene una característica

de tiempo largo de 10 a 10 000seg aproximadamente.

AJUSTE DE LA UNIDAD TERMICA

Debido a que la unidad térmica es NO AJUSTABLE (se ajusta o calibra en fábrica), se

debe hacer una correcta selección del interruptor para cumplir con los máximos ajustes

permitidos por el NEC.

El criterio de la coordinación de la unidad térmica, es que el trazo de su curva característica

debe ser relativamente selectiva con la característica del elemento térmico de abajo.

La curva máxima de la banda, no debe rebasar el límite de sobrecorriente NEC para un

interruptor con característica de tiempo inverso.

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC=(66.44) (2.5)= 166.1A

Además, con el fin de proteger el cable por sobrecorriente, la curva máxima de la banda no

debe rebasar la ampacidad real del cable.


CAPITULO 4 89

AJUSTE DE LA UNIDAD MAGNETICA

La unidad magnética debe ser selectiva con el perfil del motor, y su ajuste debe ser mayor

de 657.75 A (Máxima Corriente de Arranque) y menor del límite de sobrecorriente por

corto circuito para elementos instantáneos

Limite de sobrecorriente = 13 x IPC= (66.44) (13)= 863.72A

Además con el fin de proteger el cable, este ajuste debe quedar debajo de la curva

representativa del límite térmico por corto circuito del cable.

La máxima corriente a la que estará sujeto el interruptor es de 20.9 kA Que es la corriente

de corto circuito máxima.

De acuerdo con lo anterior, el interruptor termomagnetico seleccionado es el adecuado, ya

que cumple con los criterios de ajuste antes mencionados y con la capacidad interruptiva.

TIPO KHL

MARCO 225 A

DISPARO 125 A

CAP INTERRUPTIVA 35 kA a 480V

Para este tipo de interruptor termomagnetico, se recomienda el siguiente ajuste para la

unidad magnética

AJUSTE: 6 veces INOM del Interruptor termomagnetico Aproximadamente.

Con este ajuste el interruptor opera a:

6 x INOM INT= 6 x 125= 750 A

Con el fin de observar gráficamente el comportamiento de este interruptor, se procede a

trazar su curva característica. Indicando todos los limites de protección.

En las curvas tiempo corriente se observa que el interruptor termomagnetico opera con

aproximadamente un ciclo=0.016 seg. Aproximadamente cuando se presenta una corriente

de 20.9 kA o mayor (corriente de corto circuito).


CAPITULO 4 90

PROTECCION DEL MOTOR M1-XCT-22A STAR MATIC

DATOS TECNICOS DEL MOTOR:

MARCA: STAR MATIC

TENSION NOMINAL: 460 VCA



CORRIENTE DE ROTOR BLOQUEADO: 6 x Ipc= (6) (137.5)=825 A

VELOCIDAD: 1800 rpm

PROTECCION:

Relevadores de sobrecorriente tipo SD

CARACTERISTICAS (LIT): Elemento de Tiempo Largo

Elemento Instantáneo

Elemento de tierra

SENSOR (TC´S): 250/5 A

AJUSTE DEL ELEMENTO TIEMPO LARGO

a) La curva característica del elemento de tiempo largo debe quedar a la derecha del

perfil del motor, permitiendo la máxima corriente de arranque.

Máxima Corriente de Arranque= IRB x Factor Asim. x factor Seg. (Transcient Inrush

Current)

Máxima Corriente de Arranque= (825)(1.5)(1.1)= 1361.25 A

b) La magnitud de la corriente de arranque del relevador debe ser igual o menor que el

límite de sobrecarga por factor de servicio permitido por el NEC.

Limite de Sobrecarga= 1.25 x IPC (Para F.S.= 1.15) = (137.5) (1.25)=171.87 A

Además debe ser mayor del 15% de IPC para cumplir con lo indicado en el Artículo 7-4.2.2

de las normas NFPA.

1.15 x IPC= (1.15) (137.5)= 158.12A


CAPITULO 4 91

a) No rebasar el límite de sobrecorriente (para interruptores con características de tiempo

inverso)

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC= (2.5) (137.5)=343.75 A

b) La magnitud de la corriente de disparo, no debe exceder la ampacidad del cable

alimentador.

Calibre del cable seleccionado: 8 AWG

IPC del motor: 137.5 A

INOM CABLE: 67 A

FACTOR DE CORRECCION POR AGRUPAMIENTO: 0.7

I REAL CABLE= I NOM CABLE x FACTOR DE CORRECCION POR AGRUPAMIENTO

I REAL CABLE= (67) (0.7)= 46.9 A

ARRANQUE

Para cumplir con lo anterior, el arranque debe ser igual o menor que el límite de sobrecarga

permitido por el NEC (431.43 A). Además debe ser mayor de (396.92A)

=

=

= 0.63 (Múltiple del rango del sensor)

=

=


Ajustar a: M1= 0.7 veces el rango del sensor

Con este ajuste el relevador arrancara a : 0.7 x 250= 175 A

TIEMPO:

De acuerdo con la curva de arranque del motor, se recomienda ajustar a:

tL=4 segundos a 6 veces el rango del sensor

(6 x 500= 3000 A)

Con este ajuste el relevador 8elemento de tiempo largo), dispara en aproximadamente 4 seg

cuando se presenta una corriente de 3000, esto se observa gráficamente en las curvas

Tiempo Corriente


CAPITULO 4 92

AJUSTE DEL ELEMENTO INSTANTANEO.

a) La curva característica del elemento instantáneo debe quedar a la derecha del perfil

del motor permitiendo la máxima corriente de arranque (1361.25 A)

b) No rebasar el límite de Sobrecorriente (NEC) por corto circuito para los elementos

instantáneos 13 x IPC= (13) (137.5)= 1787.5 A

c) Además con el fin de proteger el cable alimentador, no se debe rebasar su capacidad por

corto circuito. Esta capacidad o límite térmico se indica en las curvas de tiempo

corriente.

CORRIENTE DE DISPARO

Para cumplir con lo anterior, la corriente de disparo debe ser menor de 4486.95 A (limite de

sobrecorriente del NEC). Además debe ser mayor de (Máxima corriente de Arranque)

=

=


=

=


Ajustar a: M1= 7 veces el rango del sensor

Con este ajuste el relevador arrancara a :

7 x 250= 1750 A

AJUSTE DEL ELEMENTO A TIERRA

Este elemento de tierra debe coordinarse, con relevadores de falla a tierra de arriba, por lo

tanto, se recomiendan los siguientes ajustes:

ARRANQUE:

El mínimo posible

Ajustar a MT= 0.2 veces el rango del sensor

Con este ajuste, el relevador elemento de tierra arrancara a:

0.2 x 500= 100 A

TIEMPO:

El más corto posible

Ajustar a: tT= 0.08 s.


CAPITULO 4 93

PROTECCION DEL MOTOR BULK LUMPED LOAD BHL10

DATOS TECNICOS DEL MOTOR

MARCA: BULK LUMPED LOAD BHL10

TENSION NOMINAL: 460 VCA



CORRIENTE DE ROTOR BLOQUEADO: 6 x Ipc= (6) (119.41)=716.46 A

VELOCIDAD: 1800 rpm

PROTECCION:

Relevadores de sobrecorriente tipo SD

SENSOR (TC´S): 250/5 A

AJUSTE DEL ELEMENTO TIEMPO LARGO

a) La curva característica del elemento de tiempo largo debe quedar a la derecha del

perfil del motor, permitiendo la máxima corriente de arranque.

Máxima Corriente de Arranque= IRB x Factor Asim. x factor Seg. (Transcient Inrush

Current)

Máxima Corriente de Arranque= (716.46)(1.5)(1.1)= 1182.15 A

b) La magnitud de la corriente de arranque del relevador debe ser igual o menor que el

límite de sobrecarga por factor de servicio permitido por el NEC.

Limite de Sobrecarga= 1.25 x IPC (Para F.S.= 1.15) = (119.41) (1.25)=149.26 A

Además debe ser mayor del 15% de IPC para cumplir con lo indicado en el Artículo 7-4.2.2

de las normas NFPA. ver anexo

1.15 x IPC= (1.15) (119.41)= 137.32A

c) No rebasar el límite de sobrecorriente (para interruptores con características de tiempo

inverso)

Limite de sobrecorriente= 2.5 x IPC= (2.5) (119.41)=298.52 A

d) La magnitud de la corriente de disparo, no debe exceder la ampacidad del cable

alimentador.


CAPITULO 4 94

Calibre del cable seleccionado: 3/0 AWG

IPC del motor: 119.41 A

INOM CABLE: 248 A

FACTOR DE CORRECCION POR AGRUPAMIENTO: 0.7

I REAL CABLE= I NOM CABLE x FACTOR DE CORRECCION POR AGRUPAMIENTO

I REAL CABLE= (248) (0.7)= 173.6 A

ARRANQUE

Para cumplir con lo anterior, el arranque debe ser igual o menor que el límite de

sobrecarga permitido por el NEC (431.43 A). Además debe ser mayor de (396.92A)

=

=


=

=


Ajustar a: M1= 0.6 veces el rango del sensor

Con este ajuste el relevador arrancara a:

0.6 x 250= 150 A

TIEMPO:

De acuerdo con la curva de arranque del motor, se recomienda ajustar a:

tL=4 segundos a 6 veces el rango del sensor

(6 x 500= 3000 A)

Con este ajuste el relevador 8elemento de tiempo largo), dispara en aproximadamente 4 seg

cuando se presenta una corriente de 3000 , esto se observa gráficamente en las curvas

Tiempo Corriente

AJUSTE DEL ELEMENTO INSTANTANEO.

a) La curva característica del elemento instantáneo debe quedar a la derecha del perfil

del motor permitiendo la máxima corriente de arranque (1182.15 A)

b) No rebasar el límite de Sobrecorriente (NEC) por corto circuito para los elementos

instantáneos

13 x IPC= (13) (119.41)= 1552.33 A


CAPITULO 4 95

Además con el fin de proteger el cable alimentador, no se debe rebasar su capacidad por

corto circuito. Esta capacidad o límite térmico se indica en las curvas de tiempo corriente.

CORRIENTE DE DISPARO

Para cumplir con lo anterior, la corriente de disparo debe ser menor de 4486.95 A (limite de

sobrecorriente del NEC). Además debe ser mayor de (Máxima corriente de Arranque)

=

=


=

=


Ajustar a: M1= 6 veces el rango del sensor

Con este ajuste el relevador arrancara a:

6 x 250= 1500 A

AJUSTE DEL ELEMENTO A TIERRA

Este elemento de tierra debe coordinarse, con relevadores de falla a tierra de arriba, por lo

tanto, se recomiendan los siguientes ajustes:

ARRANQUE:

El mínimo posible

Ajustar a MT= 0.2 veces el rango del sensor

Con este ajuste, el relevador elemento de tierra arrancara a:

0.2 x 500= 100 A

TIEMPO:

El más corto posible

Ajustar a: tT= 0.08 s


CAPITULO 4 96

FIGURA 4.3 CURVA DE SELECTIVIDAD PARA EL TABLERO DE MEDIA

TENSION 6.9 KV 01BHT07


CAPITULO 4 97


TENSION 6.9 KV BULK 01BHL10


CAPITULO 4 98


TENSION 6.9 KV M1-XCT-22ª STAR MATIC


CAPITULO 4 99


TENSION 6.9 KV M1-XCT-21A COSTA LEVIGATRICI


CAPITULO 4 100

FIGURA 4.7 CURVA DE SELECTIVIDAD PARA EL TRANSFORMADOR

01BHT07


CAPITULO 4 101

DIAGRAMA UNIFILAR CON LAS PROTECCIONES SELECCIONADAS.

FIGURA 4.7 DIAGRAMA UNIFILAR DE RUTA DE COORDINACION DE

PROTECCIONES PARA LA EMPRESA FABRICANTE DE MUEBLES (GRUPO

TANDEMEX).


CAPITULO 5 102

CAPITULO 5 SIMULACION CON EL

PROGRAMA SKM POWER

TOOLS.

Después de realizar los cálculos necesarios y de haber obtenido una buena selección de protecciones

se realizo la simulación con el programa SKM POWER TOOLS para saber que tan factible es

aplicar el proyecto dentro de la empresa comprobando así la selección de protecciones y observando

cómo pueden actuar para proteger a los motores de la empresa.


CAPITULO 5 103

5.1 PROGRAMA SKM POWER TOOLS.

Programa de la serie de programas de análisis de sistemas eléctricos que la compañía SKM ha

desarrollado. También utiliza los dos métodos de solución IEC y ANSI/IEEE. Lo representa en

México Schneider Electric.

FIGURA 5.1EJEMPLO DE LO QUE REALIZA EL PROGRAMA SKM POWER

TOOLS.


CAPITULO 5 104

5.2 SIMULACION DEL DIAGRAMA UNIFILR DE LA EMPRESA

CON EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS.

Antes de empezar a realizar la simulación en el programa Power Tolos se deben de tener los

datos de los transformadores, buses, líneas suministradoras y motores, para poder así empezar a

diseñar el diagrama unifilar de la empresa.

FIGURA 5.2 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LA EMPRESA SIMULADA

EN EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS.


CAPITULO 5 105

Posteriormente al tener diseñado el diagrama unifilar, a cada elemento del sistema se le debe de

dar valores e introducir los datos para que al momento de correr el programa obtengamos los

resultados esperados. En la siguiente figura se muestran los valores que se le dieron a la línea

suministradora.

FIGURA 5.3 VALORES ASIGNADOS PARA LA LINEA SUMINISTRADORA.

A continuación se muestran los valores que se le dieron a los transformadores.

FIGURA 5.4 VALORES ASIGNADOS PARA EL TRANSFORMADOR DE 18MVA.


CAPITULO 5 106

FIGURA 5.5 VALORES ASIGNADOS PARA EL TRANSFORMADOR DE

1250KVA.

Así mismo se les asigno sus valores en los cables que van conectados hacia los motores y los

motores.

FIGURA 5.6 VALORES ASIGNADOS PARA LOS CABLES DE CONEXIÓN Y

LOS MOTORES.


CAPITULO 5 107

Al terminar de asignar los valores a cada elemento que compone el diagrama unifilar se obtuvo

la grafica de tiempo corriente en la cual se puede observar como los motores al igual que los

transformadores están expuestos a fallas ya que la empresa no contaba con las protecciones

adecuadas para así proteger sus elementos.

FIGURA 5.7 GRAFICA QUE MUESTRA EL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA

EMPRESA SIN PROTECCION EN SUS ELEMENTOS QUE LO COMPONEN.


CAPITULO 5 108

5.3 DIAGRAMA UNIFILAR CON PROTECCIONES SIMULADO EN

EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS.

En la simulación anterior se introdujeron los datos a cada elemento que compone el

diagrama unifilar y se corrió el programa obteniendo como resultado unas curvas sin

protecciones que pueden dañar a cada elemento del diagrama ya que la empresa no cuenta

con las protecciones adecuadas para proteger a sus motores de corto circuito y fallas.

En la siguiente figura se pude observar el diagrama unifilar de la empresa pero ahora con

las protecciones adecuadas y con las cuales se está llevando el estudio adecuado para

coordinarlas y así protejan adecuadamente a los motores de la empresa.

FIGURA 5.8 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LA EMPRESA CON

PROTECCIONES SIMULADA EN EL PROGRAMA SKM POWER TOOLS.


CAPITULO 5 109

Al igual que se introdujeron los datos para los motores, transformadores, buses y cables

también se realizo para las protecciones que se están estudiando teniendo como resultado las

curvas de tiempo corriente y posteriormente se compara con la curva de la ANSI para así tener

un mejor estudio de coordinación de protecciones.

CURVA ANSI CURVA OBTENIDA CON SKM POWER TOOLS.

FIGURA 5.9 GRAFICA QUE MUESTRA EL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA

EMPRESA CON PROTECCION EN SUS ELEMENTOS QUE LO COMPONEN Y

COMPARACION CON LA CURVA ANSI.


CAPITULO 5 110

Posteriormente al hacer el estudio de protecciones y comparar nuestra grafica de tiempo-

corriente con la de la ANSI se puede observar que el estudio de protecciones es adecuado

para proteger a los motores de la empresa así mismo dentro del programa SKM POWER

TOOLS se cambio la opción de graficar para poder observar en el momento en el que

actúan las protecciones al momento de una falla o en este caso del corto circuito.

En la grafica se muestra que al momento de entrar en operación los elementos de él

diagrama los elementos de protección van actuar para proteger el sistema la línea morada es

la protección la cual va a proteger a los transformadores y motores de una posible falla, la

línea rosa se puede observar el momento del disparo de las protecciones.

FIGURA 5.10 GRAFICA QUE MUESTRA EL MOMENTO EN QUE ACTUAN LAS

PROTECCIONES DURANTE UNA FALLA.


CAPITULO 6 111

CAPITULO 6 ESTUDIO ECONOMICO.

Después de realizar los cálculos necesarios y de haber obtenido una buena selección de protecciones

se realizo el estudio económico tomando en cuenta varios aspectos como el del equipo a utilizar y la

visión de los costos de cada protección así se hizo un enfoque de cada protección para el sistema

que estamos desarrollando y en cuanto nos podría salir el desarrollo del proyecto.


CAPITULO 6 112

6.1VISION DE COSTOS

CARGOS QUE INTEGRAN UN PRECIO UNITARIO

El precio unitario se integra sumando los cargos directos e indirectos correspondientes al

concepto de trabajo, el cargo por utilidad del contratista y aquellos cargos adicionales

estipulados contractualmente.

CARGOS DIRECTOS

Son los cargos aplicables al concepto de trabajo que se derivan de las erogaciones por mano

de obra, materiales, maquinaria, herramienta, instalaciones y por patentes en su caso,

efectuadas exclusivamente para realizar dicho concepto de trabajo.

CARGOS INDIRECTOS

Son los gastos de carácter general no incluidos en los cargos en que deba incurrir “el

contratista” para la ejecución de los trabajos y que se distribuyen en proporción a ellos para

integrar el precio unitario.

CARGOS POR UTILIDAD Es la ganancia que debe percibir “el contratista” por la ejecución del concepto de trabajo.

CARGOS ADICIONALES

Son las erogaciones que debe de realizar “el contratista”, por estar estipuladas en el

contrato, convenio o acuerdo, como obligaciones adicionales, así como los impuestos y

derechos locales que se causen con motivo de la ejecución de los trabajos y que no forman

parte de los cargos directos, de los indirectos, ni de la utilidad.

CARGO DIRECTO POR MANO DE OBRA

Es aquel que se deriva de las erogaciones que hace el contratista, por el pago de salarios al

personal que interviene exclusiva y directamente en la ejecución del concepto de trabajo de

que se trate, incluyendo al cabo o primer mando. No se consideren dentro de este cargo las

percepciones del personal técnico, administrativo, de control, de supervisión y vigilancia,

que corresponden a los cargos indirectos.

El cargo por mano de obra Mo se obtendrá de la ecuación:

Mo= S/R


CAPITULO 6 113

S= Representa los salarios del personal que interviene en la ejecución del concepto de

trabajo por unidad de tiempo. Incluirá todos los cargos y prestaciones derivados de la Ley

Federal del Trabajo, de los Contratos de Trabajo en vigor y en su caso de la Ley del Seguro

Social.

R= Representa el rendimiento, es decir, el trabajo que desarrolla el personal por unidad de

tiempo, en la misma unidad utilizada al valuar “S”.

CARGO DIRECTO POR MATERIALES

Es el correspondiente a las erogaciones que hace el contratista para adquirir o producir

todos los materiales necesarios para la correcta ejecución del concepto de trabajo, que

cumpla con las normas de construcción y especificaciones de la Dependencia o Entidad,

con excepción de los considerados en los cargos por maquinaria. Los materiales que se

usen podrán ser permanentes o temporales, los primeros son los que se incorporan y forman

parte de la obra; los segundos son los que se consumen en uno o varios usos y no pasan a

formar parte integrante de la obra.

El cargo unitario por concepto de materiales “M” se obtendrá de la siguiente manera:

M= Pm * C

Pm= Representa el precio de mercados más económico por unidad del material de que se

trate, puesto en el sitio de su utilización. El precio unitario del material se integrara

sumando a los precios de adquisición en el mercado, los de acarreos maniobras y mermas

aceptables durante su manejo. Cuando se usen materiales producidos en la obra, la

determinación del cargo unitario será motivo del análisis respectivo.

C= Representa el consumo de materiales por unidad de concepto de trabajo. Cuando se

trate de materiales permanentes, “C” se determinara de acuerdo con las cantidades que

deben de utilizarse según el proyecto, las normas y especificaciones de construcción de la

Dependencia o Entidad, considerando adicionalmente los desperdicios que la experiencia

determine. Cuando se trate de materiales temporales, “C” se determinará de acuerdo con las

cantidades que deban utilizarse según el proceso de construcción y el numero de uso con

base en el programa de obra, en la vida útil del material de que se trate y en la experiencia.

CARGO DIRECTO POR MAQUINARIA

Es el que se deriva del uso correcto de las máquinas consideradas como nuevas y que sean

las adecuadas y necesarias para la ejecución del concepto de trabajo, de acuerdo con lo

estipulado en las normas y especificaciones de construcción de la Dependencia o Entidad

conforme al programa establecido.


CAPITULO 6 114

El cargo directo unitario por maquinaria “CM” se expresa como el coeficiente del costo

horario directo de las máquinas, entre el rendimiento horario de dichas máquinas. Se

obtendrá mediante la ecuación:

CM= HMD/ RM

En la cual:

HMD= Representa el costo horario directo de la maquinaria. Este costo se integra con cargos

fijos, los consumos y los salarios de operación, calculados por hora de trabajo.

RM= Representa el rendimiento horario de la máquina nueva en las condiciones especificas del

trabajo a ejecutar, en las correspondientes unidades de medida.

CARGOS POR DEPRECIACION

Es el que resulta por la disminución del valor original de la maquinaria, como consecuencia de

su uso, durante el tiempo de su vida económica. Se considerará una depreciación lineal, es

decir, que la maquinaria se deprecia una misma cantidad por unidad de tiempo.

Este cargo está dado por:

D= (Va- Vr)/Ve

Va= Representa el valor inicial de la maquina, considerándose como tal, el precio comercial de

adquisición de la máquina nueva en el mercado nacional, descontando el precio de llantas, en

su caso

Vr= Representa el valor de la máquina, es decir, el valor comercial que tiene la misma al final

de su vida económica.

Ve= Representa la vida económica de la máquina, expresada en horas efectivas de trabajo, o

sea el tiempo que pueda mantenerse en condiciones de operar y producir trabajo en forma

económica, siempre y cuando se le proporcione el mantenimiento adecuado.

CARGO POR INVERSIÓN

Es el cargo equivalente a los intereses del capital invertido en maquinaria.

Esta dado por:

I= ((Va+ Vr) i)/2Ha

Donde:

Va y Vr= Representan los mismos valores

Ha=Representa el número de horas efectivas que el equipo trabaja durante el año

i= Representa la tasa de intereses anual expresada en decimales


CAPITULO 6 115

Las Dependencias o Entidades para sus estudios y análisis de precios unitarios consideraran a

su juicio la tasa de interés. Los contratistas en sus propuestas de concurso, propondrán la tasa

de interés que más les convenga.

En los casos de ajuste por variación de los insumos que intervengan en los precios unitarios, y

cuando haya variaciones de las tasas de interés, el ajuste de este se hará en base al relativo de

los mismos, conforme a los que hubiere determinado el Banco de México en la fecha del

concurso y el correspondiente a la fecha de la revisión.

CARGOS INDIRECTOS

Corresponden a los gastos generales necesarios para ejecución de los trabajos no incluidos en

los cargos directos que realiza el contratista, tanto en sus oficinas centrales como en la obra y

que comprenden entre otros los gastos de administración, organización, dirección técnica,

vigilancia, supervisión, financiamiento, imprevistos, transporte de maquinaria y en su caso

prestaciones sociales correspondientes al personal directivo y administrativo.

Los cargos indirectos se expresarán como un porcentaje del costo directo de cada concepto de

trabajo. Dicho porcentaje se calculará sumando los importes de los gastos generales que

resulten aplicables y dividiendo esta suma entre el costo directo total de la obra de que se trate.

Exclusivamente para los casos de gastos que se realicen en base a porcentajes impositivos sobre

el precio unitario, el cargo debe hacerse aplicando el porcentaje que resulta de la siguiente

expresión: − 00 X 00−X ;X po centaje impositivo

Los gastos generales mas frecuentes podrán tomarse en consideración para integrar el cargo

indirecto y que pueden aplicarse indistintamente a la administración central o a la

administración de obra o a ambas, según el caso, son los siguientes:

Honorarios, sueldos y prestaciones:

1) Personal directivo

2) Personal técnico

3) Personal administrativo

4) Personal en transito

5) Cuota patronal de Seguro Social e impuesto adicional sobre remuneraciones pagadas para los conceptos 1 a 4

6) Prestaciones que obliga la Ley Federal del Trabajo para los conceptos 1 a 4

7) Paisajes y viáticos


CAPITULO 6 116

Depreciación, mantenimiento y rentas.

1) Edificios y locales

2) Locales de mantenimiento y guarda

3) Bodegas

4) Instalaciones generales

5) Muebles y enseres

6) Depreciación o renta y operación de vehículos

Servicios

1) Consultores, asesores, servicios y laboratorios

2) Estudios de investigación

Fletes y acarreos

1) De campamentos

2) De equipo de construcción

3) De plantas y elementos para las instalaciones

4) De mobiliario

Gastos de oficina

1) Papelería y útiles de escritorio

2) Correos, teléfonos, telégrafos, radio

3) Situación de fondos

4) Copias y duplicados

5) Luz, gas y otros consumos

6) Gastos de concursos

Seguros, fianzas y financiamiento

1) Primas por Seguros

2) Primas por fianzas

3) Financiamiento

Depreciación, mantenimiento y rentas de campamentos

Trabajos, previos y Auxiliares 1) Construcción y conservación de caminos de acceso

2) Montajes y desmantelamiento de equipo


CAPITULO 6 117

CARGO POR UTILIDAD

La utilidad quedará representada por un porcentaje sobre la suma de los cargos directos más

indirectos del concepto de trabajo. Dentro de este cargo queda incluido el impuesto Sobre la

Renta que por Ley debe pagar el contratista.

CARGOS ADICIONALES

Son las erogaciones que realiza el contratista por estipularse expresamente en el contrato de

obra como obligaciones adicionales, así como los impuestos y derechos locales y Federales que

causen con motivo de la ejecución de los trabajos y que no están comprendidos dentro de los

cargos directos ni en los indirectos, ni utilidad. Los impuestos y cargos adicionales se

expresarán porcentualmente sobre la suma de os cargos directos, indirectos y utilidad, salvo

cuando en el contrato, convenio o acuerdo se estipule otra forma de pago.

Los cargos adicionales no deben ser afectados por la utilidad

COSTOS DIRECTOS

Los costos directos se tomaran por un periodo de 6 meses, ya que es el tiempo que se

considero para terminar el proyecto.

Personal Administrativo y Costos De Ingeniería 2 Ingenieros encargados-------------------------------------------------------------$180,000

Levantamiento del Plano-------------------------------------------------$10,000

Diseño----------------------------------------------------------------------$30,000

Ingeniería de detalle ------------------------------------------------------$30,000

Digitalización--------------------------------------------------------------$30,000

Utilidades del personal------------------------------------------$Total $280,000

Factor De Conversión De Salario Base A Salario Real

Salario Integrado (SI)

Percepción Semestral----------------------------------------------------181 Días

Prima Vacacional---------------------------------------------------------1.5 Días

Gratificación Semestral--------------------------------------------------15 Días Total De Días 197.5 Días


CAPITULO 6 118

IMSS= (15.93%)(SI)-----------------------------------------------------31.46 Días

Impuesto De Educación= (1%)(SI)------------------------------------1.975 Días

Infonavit= (5%)(SI)------------------------------------------------------9.875 Días

Total De Días 43.31 Días Prestaciones (P)

Total De Días Remunerados (TR)

TR = SI + P = (197.5+43.31) ---------------------------------------240.81 Días

Días No Trabajados

Se considera la semana laborable como semana inglesa (de lunes a viernes)

Días Por Descanso------------------------------------------------------------------24

Días Feriado---------------------------------------------------------------------------4

Días Por Tradición-------------------------------------------------------------------4

Total 32 Días

Días Trabajados Efectivo (DTE)

Se considera un semestre laborable del mes de enero al mes de junio

DTE = (Días que tiene un semestre) – (Días no trabajados)

DTE = (181 Días – 32 Días) --------------------------------------------149 Días

Por Lo Tanto El Factor de Salario Real (FSR) se determina:

FSR = (TR) / DTE = (240.81 Días) / (149 Días) --------------------1.6161 Días

COSTOS INDIRECTOS

El periodo por el cual se considera que los gastos indirectos es de 6 meses, ya que es el

tiempo que se considero para terminar el proyecto.

Renta---------------------------------------------------------------------------$2,500

Papelería-----------------------------------------------------------------------$2,000

Teléfono-----------------------------------------------------------------------$1,800

Agua---------------------------------------------------------------------------$1,000

Total = $7,300


CAPITULO 6 119

Costo

Directo

$ 280,000

Costo

Indirecto

$ 7,300

Suma

$287,300

UTILIDAD

Se desea obtener una utilidad del 20% del costo total del proyecto

U= (Utilidad deseada) (Costo del proyecto) U= (20%)($287,300)--------------------------------------------------------57,460

TOTAL

Costo

Directo

$ 280,000

Costo

Indirecto

$ 7,300

Utilidad

$ 57,460

Costo Total

$ 344,760


CAPITULO 6 120

6.2 DESCRIPCION DEL EQUIPO A UTILIZAR

NUMERO DESCRIPCION CANTIDAD

UNIDAD PRECIO

IMPORTE

EN PESOS

1

Tres interruptores

electromagnéticos, tipo removible, de 2000

amperes nominales, 600 volts, 60Hz, para servicio

continuo, con mecanismo

de energía almacenada, operación eléctrica, para

una tensión de operación

de control de 125vcd,etc. El interruptor debe

formar parte de la

subestación unitaria de esenciales,

debe ser tipo removible,

con un mecanismo para introducirlo y extraerlo

manualmente de las

posiciones conectado, desconectado y prueba,

debe estar equipado con

dispositivos desconectadores,

autoalineables y

autoacoplables. El mecanismo de

inserción y extracción del

interruptor debe ser por medio de manivela o

palanca y tener tres

posiciones definidas: posición de conectado,

posición de desconectado

y posición de prueba. El interruptor debe tener

un bloqueo mecánico, que

impida que el interruptor sea extraído de la

posición de conectado,

cuando los contactos principales están

cerrados.

3

PZA

$10,000

$30,000

2

Transformadores de corriente, montados en

los contactos fijos, con

una relación de transformación de 3000/5

A, y precisión para

protección. Los transformadores de

corriente deben cumplir

con las normas NOM-J-109 y ANSI- C57.13.

2

PZAS

$50,000

$100,000


CAPITULO 6 121

NUMERO DESCRIPCION CANTIDAD

UNIDAD PRECIO

IMPORTE

EN PESOS

3

Relevador multifunción digital de sobrecorriente

con las siguientes

funciones de protección: Protección de

sobrecorriente entre fases

con elemento de tiempo (51).

Protección de

sobrecorriente entre fases con elemento instantáneo

(50). Protección de

sobrecorriente de falla a

tierra (51N) con elemento de tiempo, para el neutro

del transformador de

1750 KVA.

4

PZA

$75,000

$75,000

COSTO TOTAL DEL

PROYECTO

$205,000


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 122

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES.


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 123

Para tener una operación selectiva en los dispositivos de protección es necesario realizar los

ajustes adecuados en corriente y tiempo para dichos dispositivos, de tal manera que opere el

dispositivo más cercano a la falla y sin que operen otros equipos que no hubiesen tenido

fallas en su zona de operación.

Tanto son importantes los ajustes en los dispositivos de protección como la correcta

selección de las protecciones. Para el primer caso es necesario contar con la siguiente

información:

a) Documentación del sistema eléctrico

b) Limites de protección de los equipos

c) Características técnicas de los dispositivos de protección

d) Calculo de corto circuito

e) Diagrama unifilar del sistema

Para el segundo caso es necesario realizar un estudio Técnico Económico, en el cual se

evaluaran las características técnicas de las diferentes opciones, así como los precios.

De lo anterior dependerá la correcta operación, de las protecciones y por lo tanto la

instalación eléctrica cumplirá con los requisitos de confiabilidad, seguridad y economía.

Es necesario hacer notar que de acuerdo a la capacidad de los equipos a proteger es el tipo

de protección que se va a instalar, es decir, un motor de gran capacidad llevará mayor

protección que un motor de pequeña capacidad. Por lo tanto también las protecciones serán

más complejas o más sencillas.

Las nuevas protecciones tienen características flexibles que deben ser aprovechadas al

máximo para una mejor operación de los equipos, ya que los nuevos avances en la

tecnología contemplan algunos aspectos más precisos en la operación de los equipos, por lo

tanto las protecciones tienen mayor cobertura


BIBLIOGRAFIA 124

BIBLIOGRAFIA.


BIBLIOGRAFIA 125

LIBROS Y CATALOGOS:

PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PARA UNA BANDA

TRANSPORTADORA DE UNA CENTRAL CARBOELÉCTRICA. TESIS

PRESENTADA POR ESTEBAN ANGEL JOSE LUIS, OLGUIN MONTIEL

JORGE ALBERTO.

OPERACIÓN, CONTROL Y PROTECCION DE MOTORES ELECTRICOS,

HORACIO BUITRON SANCHEZ, 3ª EDICION, EDITORES DE LIBROS

TECNICOS, AÑO 1984.

EL ABC DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS INDUSTRIALES,

ENRIQUEZ HARPER, LIMUSA NORIEGA EDITIRES.

CATÁLOGO COMPENDIADO NO. 32 PRODUCTOS DE DISTRIBUCIÓN Y

CONTROL. SQUARE D.

SQUARE D. “FUNDAMENTOS DE CONTROL PARA MOTORES”. SQUARE

D. DE MEXICO, S.A. MEXICO 1975.

GILBERTO ENRIQUEZ HARPER. “TRANSFORMADORES Y MOTORES

TRIFASICOS”. LIMUSA-WILEY S.A. MEXICO, 1973.

ARTURO MARTINEZ R. “CONTROL DE MOTORES”. ESIME, BOLETIN

INFORMATIVO MEXICO, 1975.


BIBLIOGRAFIA 126

INTERNET:

HTTP://COMUNIDAD.INGENET.COM.MX/INGELECTRICA/2011/01/11/TIPO

S-DE-CORTO-CIRCUITO-SEGUN-NORMA/

LIBRARY.ABB.COM/GLOBAL/SCOT/SCOT209.NSF/.../CAPITULO03.PDF

WWW05.ABB.COM/GLOBAL/SCOT/SCOT209.NSF/.../1SDC007004D0705.PDF

http://www.elprisma.com/apuntes/ingenieria_electrica_y_electronica/calculocorrien

tecortocircuito/

www.coes.org.pe/coes/evaluacion/.../Criterios_Ajuste_CP_Rev0.pdf

www.ruelsa.com/notas/cortocircuito/indice.html

www.genteca.com.ve/.../PROTECCION%20DE%20MOTORES%20V

NORMAS UTILIZADAS:

CURVAS ANSI.

NEC (Código Nacional Eléctrico).

ANSI (Instituto de Normas Americanas).

NOM (Norma Oficial Mexicana).

http://comunidad.ingenet.com.mx/ingelectrica/2011/01/11/tipos-de-corto-circuito-segun-norma/

http://comunidad.ingenet.com.mx/ingelectrica/2011/01/11/tipos-de-corto-circuito-segun-norma/

http://www.elprisma.com/apuntes/ingenieria_electrica_y_electronica/calculocorrientecortocircuito/

http://www.elprisma.com/apuntes/ingenieria_electrica_y_electronica/calculocorrientecortocircuito/


ANEXO 127

ANEXO 1. SIMBOLOGIA


ANEXO 128

CAPACITORES O CONDENSADORES

Símbolo general del condensador o capacitor no polarizado.

Se utiliza también como símbolo general del condensador no polarizado.

Condensador electrolítico polarizado.



Condensador electrolítico doble, polarizado.

Condensador con armadura anclada a masa o tierra.


ANEXO 129

Símbolo general del condensador variable.

Condensador variable en tándem.

Condensador variable de armadura doble.

Condensador ajustable (timmer).

Condensador pasante.

Condensador sensible a variaciones de tensión (polarizado)

Condensador sensible a la temperatura (polarizado).


ANEXO 130

TRANSFORMADORES


ANEXO 131

NOTA 2.1: CORRIENTE DE MAGNETIZACION INRUSH.

La corriente de magnetización Inrush es una condición transitoria que ocurre cuando se

energiza un transformador, cuando el voltaje aumenta repentinamente después de haber

aislado una falla y el sistema se restablece, ó cuando se energizan dos transformadores en

paralelo. Esta corriente fluye solo de la fuente hacia el transformador (Sin fluir fuera de el)

razón por la que aparece como una corriente diferencial. Sin embargo, esto no es una

condición de falla y el relé debe permanecer estable durante este transitorio.

La corriente inrush puede aparecer en las tres fases y en el neutro aterrizado del

transformador, su magnitud y duración dependen de factores externos y de diseño como:

Impedancia de la fuente de alimentación.

Capacidad del transformador.

Localización del devanado energizado (Interno o externo) con respecto al núcleo

laminado.

Conexión de los arrollamientos.

Punto de la onda de CA donde se cierran los contactos del interruptor que energiza

al transformador.

Características magnéticas del núcleo

Remanencia del núcleo.

Uso de resistores de preinserción.

Restablecimiento súbito de voltaje. Después de haber aislado una falla.

Energización en paralelo de transformadores.


ANEXO 132

ANEXO 2. CALCULO DE REACTANCIAS


ANEXO 133

Calculo de Reactancias y Resistencias tomando una base de 100MVA.

Se calculara primero los pu para el sistema posteriormente se ara lo mismo para los dos

transformadores.

Para el sistema

Primero se saca el valor de la reactancia del sistema porque este es el valor que se utiliza

para el cálculo de corrientes de corto circuito. A continuación en la fórmula 3.14 se muestra

el Xpu para el sistema

Sistema Xpu =

=

= 0.33

Después se saca el valor de la resistencia en PU ya que en esta base es más fácil manejar y

uniformizar todos los valores de nuestros elementos esto lo hacemos tomando como

referencia la relación X/R para sacar el valor anterior. En la fórmula 3.15 se muestra el

valor de la resistencia en PU

Se tiene una relación X/R= 10

RPU =

= 0.033

PARA TRANSFORMADOR 01BHT07 DE CAPACIDAD 1.250 MVA.

Z= 5.75% a 1.250 MVA

Primero se saca el valor de la reactancia en PU para poner en una sola base todos los

elementos que se van a emplear en el cálculo esto lo hacemos con una base de 100 MVA.

La fórmula 3.16 se muestra para el cálculo de la reactancia en PU.

=

2

k

(3.16)

=

2

k

= (0.0575) (1) (80) (0.925)

= 4.255


ANEXO 134

Después sacamos el valor de la resistencia en pu tomando en cuenta el valor de X/R que

nos proporciona el transformador. Utilizando la fórmula 3.15 pág. 48 se obtiene:

La relación X/R = 5.79

=

= 0.79447

Donde K es la constante, que depende del número de devanados del transformador;

Para dos devanados K=0.925

Para tres devanados K= 0.9

PARA TRANSFORMADORES FEEDING DE 18 MVA.

Z = 6.80% a 18MVA

Primero se saca el valor de la reactancia en pu para poner en una sola base todos los

elementos que se van a emplear en el cálculo esto lo hacemos con una base de 100 MVA.

Utilizando la fórmula 3.16 pág. 48 se obtiene:

=

2

=

2

k

= (0.068)(1)(5.555)( 0.925) =0.3494

Después sacamos el valor de la resistencia en pu tomando en cuenta el valor de X/R que

nos proporciona el transformador. Utilizando la fórmula 3.15 pág. 48 se obtiene:

La relación X/R = 18.60

=

=0.018784

Donde K es la constante, que depende del número de devanados del transformador;

Para dos devanados K=0.925

Para tres devanados K= 0.9


ANEXO 135

CALCULO DE MOTORES

Se expresaran los valores de cada motor para sacar su valor pu.

CALCULOS PARA EL MOTOR BULK BHL10

DATOS DE PLACA:

Pn = 38.8 Kw Kw = 0.746 ∙ HP

Vn = 0.46 Kv HP = Kw / 0.746

Fp = 0.8 HP = 38.83/ 0.746= 52.050 HP

h = 0.85

X” =19.11

RB = 5.23

Primero se sacan los KVA totales del motor tomando como referencia las siguientes

formulas que son la 3.17 y 3.18:

=

=

Sustituyendo (3.17) en (3.18) se obtiene la formula 3.19

=

=

∴ =

Para sacar los KVA se utiliza la formula 3.20

=

=

= 57.101


ANEXO 136

Se calcula su reactancia sub transitoria ” en base a la tensión del motor 0.46 KV. La

siguiente fórmula 3.21 expresa el cálculo.

” =

=

= 0.1911

Se calcula la reactancia sub transitoria en base a la tensión del bus (0.48 Kv). La fórmula 3.2

expresa el cálculo.

” = X = moto s

² = 0.1911 0 4 0 4

² =0.175

La reactancia sub transitoria por unidad a plena carga. Primero se calculan los KVA PC.

La fórmula 3.23 expresa el cálculo.

c= s mot

2 ( ) =

0 4 0 4

2 (57.101)= 62.174 k

Ò 0.06217

Después se saca la reactancia en PU a plena carga. La fórmula 3.24 expresa el cálculo.

” = =

= ” =

000 0 2 7

(0.175) =281.46

Se calcula la reactancia su transitoria momentánea e interruptiva en base a los 100 MVA y

a la tensión del bus. La fórmula 3.25 y 3.26 expresan el cálculo.

” = (X”)= (1.0) (59.61) = 59.61

” = (X”)= (1.5) (281.46) = 422.20

= ó

=

De acuerdo a la norma ANSI C37.010 la relación / para motores de inducción a 60HZ es

12.

La resistencia por unidad interruptiva se calcula con la formula 3.27:

=

=

= 35.18


ANEXO 137

CALCULOS PARA EL MOTOR M – XCT – 21 A

DATOS DE PLACA:

Pn = 36 Kw Kw = 0.746 HP

Vn = 0.46 Kv HP = Kw / 0.746

Fp = 0.8 HP = 36/0.746=48.257 HP

h = 0.85

X” =19.44

RB = 5.14

Primero se sacan los KVA totales del motor tomando como referencia las siguientes formulas

se expresan en la pág. 50.

=

=

Sustituyendo

=

=

∴ =

Para sacar los KVA se utiliza la formula 3.20 pag. 50

=

=

= 52.94


ANEXO 138

Se calcula su reactancia sub transitoria ” en base a la tensión del motor 0.46 KV.

fórmula 3.21 pág. 51.

” =

=

= 0.1911

Se calcula la reactancia sub transitoria en base a la tensión del bus (0.48 KV)

” = X = moto s

² = 0.1911 0 4 0 4

² =0.175

La reactancia sub transitoria por unidad a plena carga.

Primero se calculan los KVA pc.

c= s mot

2 ( ) =

0 4 0 4

2 (52.94) = 57.643

Ò 0.0576

Después se saca la reactancia en pu a plena carga

” = =

= ” =

000 057

(0.175) = 304.45


a la tensión del bus.

” = (X” )= (1.0) (304.45) =304.45

” = (X” )= (1.5)( 304.45) =456.68

= ó

=


12.

La resistencia por unidad interruptiva

=

=

= 38.05


ANEXO 139

CALCULOS PARA EL MOTOR M1 – XCT – 22 A

DATOS DE PLACA:

Pn = 74.50 Kw Kw = 0.746 ∙ HP

Vn = 0.46 Kv HP = Kw / 0.746

Fp = 0.8 HP = 74.50/0.746=99.865HP

h = 0.85

X” =19.44

RB = 5.14

Primero se sacan los Kva totales del motor tomando como referencia las siguientes

formulas:

=

=

Sustituyendo

=

=

∴ =

Para sacar los KVA se utiliza la formula 3.20 pag. 50

=

=

= 109.557

Se calcula su reactancia sub transitoria ” en base a la tensión del motor 0.46 Kv

” =

=

= 0.1888


ANEXO 140

Se calcula la reactancia sub transitoria en base a la tensión del bus (0.48 Kv)

” = X = moto s

² = 0.1888 0 4 0 4

² =0.1733

La reactancia sub transitoria por unidad a plena carga.

Primero se calculan los Kva pc.

c= s mot

2 ( ) =

0 4 0 4

2 (109.557) = 119.29

Ò 0.11929

Después se saca la reactancia en pu a plena carga

” = =

= ” =

000 929

(0.1733) = 145.27


a la tensión del bus.

” = (X”)= (1.0) (145.27) =145.27

” = (X”)= (1.5) (145.27) =217.91

= ó

=


12.



=

=

= 18.15


ANEXO 141

CALCULO DE CABLES

A continuación se muestran las Zpu para cada alimentador formula 3.28:

u=

Para Cable 1

u=

= 0.735

Para Cable 2

u=

= 0.735

Para Cable 3

u=

= 0.214

Para Cable 4

u=

= 0.434

Para Cable 5

u=

= 0.850

Para Cable 6

u=

= 1.786

Para Cable 7

u=

= 19.234


ANEXO 142

ANEXO 3. CALCULO DEL CORTO CIRCUITO.


ANEXO 143

3.8 CALCULO DE CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO EN LAS

FALLAS DEL SISTEMA

A continuación se muestra la forma en que se va a reducir el circuito para calcular las

corrientes de falla 1

CALCULO FALLA 1

FIGURA 3.3 DIAGARAMAS QUE SE MUESTRAN PARA LA REDUCCION DE

CIRCUITOS PARA FALLA 1.


ANEXO 144

Primero se calcula la reactancia equivalente en base al diagrama general de reactancias

tomando en cuenta la posición de la falla que se va a calcular

I.

0 50

1 7

1

= 0.599

II. (0.33) + (0.349) =0.679

III. (0.735) + (0.214) + (4.255) + (0.434) = 5.638

Ya teniendo el cálculo se procede a sacar la Z de Thevenin en cuenta a la falla para

obtener la reactancia equivalente total de la falla

h=

= 0.606

Se calcula la corriente base de la falla tomando en cuenta los MVA base y los kV base del

bus en el que se está calculando la falla

Ib =

=

= 8.377

Se calcula la corriente en PU en base a la reactancia equivalente que se obtuvo en la falla

Ipu =

=

= 1.650

Para obtener la corriente de corto circuito se utiliza el valor de la corriente en pu y se

multiplica por la corriente base para obtener un valor en kA

= ( ) ( ) = (1.650)(8.377)= 13822.05A - 13.82 KA


ANEXO 145

CALCULO FALLA 2

A continuación se muestra la forma en q se va a reducir el circuito para calcular las

corrientes de falla 2.




tomando en cuenta la posición de la falla que se va a calcular.

I. (0.33) + (0.349) + (0.735) = 1.414

II. (0.214) + (4.255) + (0.434) =4.903

Ya teniendo el cálculo se procede a sacar la Z de Thevenin en cuenta a la falla para obtener

la reactancia equivalente total de la falla.

h=

= 1.097


bus en el que se está calculando la falla.

Ib =

=

= 8.377


Ipu =

=

= 0.911



= ( ) ( ) = (0.911)(8.377) = 76314.47A - 7.631 KA


ANEXO 146

CALCULO FALLA 3







I. 0.33 + 0.349 + 0.735 + 0.214 = 1.628

II. 4.255 + 0.434 = 4.689


la reactancia equivalente total de la falla

h=

=1.208


bus en el que se está calculando la falla

Ib =

=

= 8.377


Ipu =

=

= 0.827


multiplica por la corriente base para obtener un valor en KA

= ( ) ( ) = (0.827) (8.377) = 69277.79A - 6.927 KA


ANEXO 147

CALCULO FALLA 4







I. (0.33) + (0.349) + (0.735) + (0.214) + (4.255) = 5.883 II. 0.434



h= 5 883 0 434

5 883 0 434 = 0.4041



Ib =

=

= 12.551


Ipu =

=

= 2.474

Para obtener la corriente de corto circuito se utiliza el valor de la corriente en pu y se multiplica

por la corriente base para obtener un valor en kA

= ( ) ( )= (2.474) (12.551)= 310511.74A - 31.051


ANEXO 148

CALCULO FALLA 5.







I. (0.33) + (0.349) + (0.735) + (0.214) + (4.255) + (O.434)= 6.317 Ya teniendo el cálculo se procede a sacar la Z de Thevenin en cuenta a la falla para

obtener la reactancia equivalente total de la falla

h=

= 1



Ib =

=

= 12.551


Ipu =

Zt =

= 1



= ( ) ( )= ( 1) (12.551) = 12.551A 12.551


ANEXO 149

CALCULO FALLA 6.







I. (0.33) + (0.349) + (0.735) + (0.214) + (4.255) + (O.434)= 6.317

II.

0 50

1 7

1

= 0.599



h=

= 0.547



Ib =

=

= 12.551


ANEXO 150


Ipu =

=

= 1.828



= ( ) ( )= (1.828) (12.551) = 22943.22A – 22.943


ANEXO 151

TABLA NOM-J-109-1997

Las combinaciones normales de corrientes nominales primarias, para transformadores tipo boquilla son: 600/500/450/400/300/250/200/150/100/50 AMPERES. 1200/1000/900/800/600/500/400/300/200/100 AMPERES. 2000/1600/1500/1200/1100/800/500/400/300 AMPERES. 3000/2000/1500 AMPERES. 5000/4000/3000 AMPERES.

ANEXO 4 NOM-J-109 (RANGO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE)


ANEXO 152

ANEXO 5. TABLA DE CONDUCTORES.


ANEXO 153

ANEXO 5 TABLA DE CONDUCTORES.


ANEXO 154

TABLAS DE FACTOR DE AGRUPAMIENTO.


ANEXO 155

ANEXO 7. CURVAS DE INTERRUPTORES.


ANEXO 156

CURVAS DE INTERRUPTORES.


ANEXO 157

CURVAS DE INTERRUPTORES DE SQUARE D´.


ANEXO 158

CURVAS DE CABLES.


ANEXO 159

ANEXO 8. RELEVADOR DIGITRIP.


ANEXO 160


ANEXO 161


ANEXO 162

SELECCIÓN DE PROTECCIONES PARA MOTORES ELECTRICOS DE...

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