Instalaciones Electricas en Media Tensión

INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN MEDIA TENSIÓN.

Contenido UNIDAD I INTRODUCCION. ...................................................................................................... 4 UNIDAD II. ÁNALISIS DE CARGAS Y FUENTES.............................................................................. 5 OBJETIVO .......................................................................................................................... 5 UNIDAD III. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ................................................................................. 9 OBJETIVO .......................................................................................................................... 9 DEFINICIÓN ....................................................................................................................... 9 ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ................................................ 9 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ............................................................................ 11 APARTARRAYOS. .............................................................................................................. 12 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TC................................................................................ 22 CARGA BURDEN .............................................................................................................. 23 TABLEROS........................................................................................................................ 32 TRANSFORMADOR. .......................................................................................................... 35 FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. ... 36 UNIDAD IV. LINEAS EN MEDIA TENSIÓN. ................................................................................. 38 OBJETIVO. ....................................................................................................................... 38 DEFINICIÓN. .................................................................................................................... 38 ELEMENTOS QUE LA CONSTITUYEN................................................................................... 38 LÍNEA AÉREA DE COBRE. ................................................................................................... 41 LÍNEAS CON CABLES DE ENERGÍA AISLADOS. ..................................................................... 47 TIPOS DE INSTALACIÓN. ................................................................................................... 49 UNIDAD V. CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO .......................................................................... 60 OBJETIVO ........................................................................................................................ 60 MÉTODO DE CÁLCULO DEL VALOR DE LAS CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO ..................... 63 MÉTODO DE CÁLCULO DE LOS MVA’S ............................................................................... 63 ANEXO 1. SECCIONES ÚTILIZADAS DE LA NOM - 001 – SEDE – 2005. ......................................... 75

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INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN MEDIA TENSIÓN.

Conocer, calcular y seleccionar las especificaciones y características de las instalaciones y equipos en media tensión, con el fin de que ofrezcan condiciones de seguridad y funcionamiento satisfactorio.

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UNIDAD I INTRODUCCIÓN. VALORES DE MEDIA TENSIÓN:

Tensión de suministro: Tensión de utilización:

2400V 2000v

4160V 4000V

13.8KV 13.2KV

23KV 23KV

34.5KV 34.5KV

EJERCICIO: Seleccionar el valor de tensión en el lado secundario del transformador que alimenta un motor de 4000 V.

-

Corriente en el lado secundario del transformador.

𝐼𝑇𝑅𝐹− 𝑆𝐸𝐶. =

TRF

1500 𝐾𝑉𝐴 √3 ∗ 4.16 𝐾𝑉

= 208.17 𝐴

Corriente demandada por el motor.

CDR 𝐼𝑀𝑂𝑇 =

-

800 C. P.∗ (0.746 kW) √3 ∗ 4 kV ∗ 0.85 ∗ 0.95

= 208.17 𝐴

Corriente que circula por el capacitor. -

𝐼𝐶𝐷𝑅 =

30 𝐾𝑉𝐴𝑅 √3 ∗ 13.2 𝐾𝑉 ∗ 𝑠𝑒𝑛 90°

= 1.31 𝐴

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UNIDAD II ANÁLISIS DE CARGAS Y FUENTES

OBJETIVO Conocer las fuentes de suministro y las cargas eléctricas a fin de calcular y seleccionar valores de corriente y los valores de tensión que propicien su funcionamiento satisfactorio.

El Valor de tensión en el equipo eléctrico deberá estar dentro de una banda de tolerancia ±5% con respecto a su valor de tensión nominal.

La clase de aislamiento (Tensión nominal del Equipo), está diseñado para un valor de sobretensión máxima del 10% para un tiempo máximo de 20 segundos.

EJERCICIO:

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a) Corrección del factor de potencia: 𝐾𝑉𝐴𝑅 = 𝐾𝑊𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 ∗ (tan 𝜃1 − tan 𝜃2 ) ∢𝜃1 = cos−1 0.85 = 31.78 ° ∢𝜃2 = cos −1 0.95 = 18.19 ° 𝐾𝑉𝐴𝑅 = 900𝐶𝑃 ∗ (0.746 𝑘𝑊) ∗ (𝑡𝑎𝑛31.78 − 𝑡𝑎𝑛18.19) = 𝟏𝟗𝟓. 𝟑𝟒𝟔 𝑲𝑽𝑨𝑹

b) Caída de tensión debido a la impedancia del conductor:

𝐼𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =

900 𝐶. 𝑃.∗ (0.746 𝑘𝑊) √3 ∗ 4 𝑘𝑉 ∗ 0.85 ∗ 0.95

= 120.01∢ − 31.78°

𝑒𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 = (120.01∢ − 31.78)(0.5∢ − 36.86°) = 60∢ − 68.64° 𝑉

𝑉𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎−𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 = (

4160 ∢0° ) − (60∢ − 68.64°) = 2920.24∢1.09° 𝑉 √3

𝑉𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎−3𝐹 = √3 ∗ 2920.24∢1.09 = 5058.01∢1.09 𝑉𝑚𝑎𝑥 = 4000 𝑉 + (5% ∗ 4000 𝑉) = 4200 𝑉

4200 𝑉 > 4121.79 𝑉 ∴ 𝑬𝒍 𝒎𝒐𝒕𝒐𝒓 𝒇𝒖𝒏𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂 𝒔𝒂𝒕𝒊𝒔𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓𝒊𝒂𝒎𝒆𝒏𝒕𝒆

c) Selección de la capacidad del transformador:

Nota: Agregar un 25% de capacidad al transformador para que resista.

𝐾𝑉𝐴 =

120.01 ∗ 4000 ∗ √3 = 831.28 𝐾𝑉𝐴 1000

831.28 𝐾𝑉𝐴 + (831.28 𝐾𝑉𝐴 ∗ 25%) = 1039.22 𝐾𝑉𝐴

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[Examen] 1.- De acuerdo al dibujo seleccionar la potencia comercial del capacitor trifásico constituido por tres capacitores monofásicos conectados en estrella alimentados en 13.8kV, trifásico, especificar la potencia de cada capacitor monofásico, la tensión nominal si se requiere una potencia trifásica mayor que 195 kVAR. 2.- Calcular el factor de potencia final de acuerdo a la potencia trifásica del capacitor seleccionado. 3.- Seleccionar el valor comercial de la capacidad mínima del transformador para alimentar el motor y el capacitor.

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A. Valores de tensión y corriente nominales del capacitor.

𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑜𝑟 ≥

13.2 𝐾𝑉 √3

≥ 7.62𝐾𝑉

𝐾𝑉𝐴𝑅 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑜𝑟 ≥

195 ≥ 65 𝐾𝑉𝐴𝑅 3

𝐼𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑜𝑟 ≥

65 𝐾𝑉𝐴𝑅 ≥ 8.53 𝐴 7.62 𝐾𝑉

𝐼𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 3 𝐹 ≥

195 𝐾𝑉𝐴𝑅 √3 ∗ 13.62

≥ 8.53 𝐴

B. Valor comercial del capacitor (inmediato superior de 65 KVAR) 83 KVAR.

𝐾𝑉𝐴𝑟 = 3 ∗ 83 𝐾𝑉𝐴𝑅 = 249 𝐾𝑉𝐴𝑅

tan 𝜃 =

167𝐾𝑉𝐴𝑅 671.4 𝐾𝑊

= 0.2488 13.96 °

𝜃 = 𝑎𝑟𝑐 tan(0.2488) = 13.96° 31.78° 𝑓. 𝑝. = cos 13.97° = 0.97

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UNIDAD III SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. OBJETIVO Conocer, calcular y seleccionar todos los elementos y sistemas que integran una subestación eléctrica.

DEFINICIÓN: Es el conjunto de elementos que seccionan o transforman los parámetros eléctricos como son el valor de tensión y el valor de corriente a frecuencia constante en condiciones seguras y alimentadas en alta tensión.

ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA SUBESTACION ELÉCTRICA

Acometida CFE

Nota: Para la protección de equipos contra fallas a tierra 230-95 Protección de equipo contra fallas a tierra. Se debe de proveer protección a los equipos contra fallas a tierra en las acometidas de sistemas en “Y” sólidamente puestos a tierra con tensión eléctrica a tierra superior a 150 V, pero que no supere 600 V entre fases para cada dispositivo de desconexión de la acometida de 1000 A nominales o más. Se debe de considerar la capacidad nominal admisible del medio de desconexión de la acometida es la del mayor fusible que se pueda instalar o la mayor corriente eléctrica de disparo continuo, al que se pueda ajustar el dispositivo de protección contra sobre corriente instalado en el interruptor automático del circuito.

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a) Ajuste. El sistema de protección contra fallas a tierra debe funcionar haciendo que el medio de desconexión de la acometida abra todos los conductores de fase del circuito en falla. El máximo ajuste de esa protección debe ser de 1200 A y el retardo máximo debe ser de un segundo para corrientes de falla a tierra iguales o mayores a 3000 A. b) Fusibles. Cuando se use una combinación de desconectadores y fusibles, los fusibles utilizados deben ser capaces de interrumpir cualquier corriente eléctrica mayor que su capacidad de interrupción, antes de que el sistema de protección contra fallas a tierra provoque la apertura del desconectador. ELEMENTO 1 2 3 4

5

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

DESCRIPCION Acometida CFE. Equipo de medición de CFE: puede ubicarse en el lado primario o secundario del transformador. Medio de desconexión general de operación sin carga. Apartarrayos: para la protección contra sobretensiones en los aislamientos de los transformadores, barras, conductores y equipos. Sistemas de puesta a tierra: para drenar las sobretensiones, propiciar el funcionamiento de los dispositivos de protección contra sobrecorriente y estabilizar los valores de tensión fase-tierra en condiciones de desbalanceo de cargas en cada una de las tres fases. Barras de subestación (BUS): para distribuir la energía eléctrica, pueden ser barras rectangulares, barras tubulares o cables. Cuchillas del interruptor: para facilitar el mantenimiento. Cuchilla de “bypass”: para propiciar el funcionamiento de la subestación en caso de darle mantenimiento al interruptor. Dispositivo principal de protección contra sobre corriente de la subestación: en este caso compuesto por un interruptor al vacío, hexafluoruro de azufre (SF6), de aire, de alto o bajo nivel de aceite, etc. Transformadores de corriente: pueden ser para protección y para medición. Relevador: que acciona el interruptor para la protección contra corto circuito (tiempo corto). Relevador: que acciona el interruptor para protección contra sobrecarga (tiempo largo). Transformador de potencial: suministra valores de tensión en el lado secundario de 110 V a 220 V, para protección o medición. Fusibles de potencia: compuesto por un interruptor en aire de operación con carga y fusibles removibles limitadores del valor de la corriente de corto circuito con un percutor integrado que en caso de falla desconecta el interruptor en grupo. Transformador de distribución: que proporciona valores de tensión en el lado secundario adecuados para el funcionamiento de los equipos de utilización. Dispositivo de protección de lado secundario: en este caso, integrado por un sensor de falla a tierra. Dispositivo de protección contra sobre corriente: en el lado secundario, en este caso compuesto por un interruptor termo magnético.

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 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

 POR SU FUNCIÓN a) SUBESTACIONES DE ENLACE Funcionan como subestaciones receptoras para alojar los equipos de medición de la CFE en el lado primario. También funcionan como medio de desconexión para derivaciones de alimentadores en alta tensión. b) SUBESTACIONES TRANFORMADORAS Cuentan con un transformador para disminuir o aumentar la tensión a un valor deseado. También se emplean para suministrar valores de tensión de utilización. También pueden alojar los equipos de medición de la CFE instalados en el lado de baja tensión (220 V ó 480 V). Aquí deberá tenerse la precaución de instalar la subestación en el límite del predio del usuario.  POR SU CONSTRUCCIÓN a) ABIERTAS Todos los elementos que la integran están al aire, libre y visible. b) COMPACTA Todos los elementos tienen como aislante dieléctrico el aire y están envueltas dentro de celdas metálicas y pueden ser de uso interior o uso intemperie. c) ENCAPSULADAS Usan como aislante dieléctrico hexafloururo de azufre (SF6 ) y están contenidas dentro de envolventes sujetos a presión.

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APARTARRAYOS. Ejercicio: Calcular el apartarrayos de carburo de silicio (SiC) y de óxidos metálicos conectados fasetierra y seleccionar el valor comercial para tensiones del 13.8KV, 23KV Y 34.5K, de conformidad con la sección 280-4 b).

280-4 b). SELECCIÓN DEL APARTARRAYOS En circuitos de 1 kV y más, tipo carburo de silicio. La capacidad nominal de los apartarrayos tipo carburo de silicio no debe ser inferior a 125% de la tensión eléctrica máxima continua de fase a tierra disponible en el punto de aplicación. 

Selección del apartarrayos de carburo de silicio 13.8𝐾𝑉 𝑉𝐹𝑇 = = 7.96 𝐾𝑉 3 √

13.8 kV

𝑉𝑎𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 ≥ 125% ∗ 7.96𝐾𝑉 ≥ 9.95𝐾𝑉 → 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑠𝑒𝑙𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜 𝟏𝟎𝑲𝑽 𝑉𝐹𝑇 =

23 kV

23𝐾𝑉 √3

= 13.27 𝐾𝑉

𝑉𝑎𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 ≥ 125% ∗ 13.27𝐾𝑉 ≥ 16.59𝐾𝑉 → 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑠𝑒𝑙𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜 𝟏𝟖𝑲𝑽 𝑉𝐹𝑇 =

34.5𝐾𝑉 √3

= 19.91 𝐾𝑉

34.5 kV 𝑉𝑎𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 ≥ 125% ∗ 19.91𝐾𝑉 ≥ 24.89𝐾𝑉 → 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑠𝑒𝑙𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜 𝟐𝟕𝑲𝑽

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

Selección del apartarrayos de Óxidos Metálicos.

NOTA 1: La elección adecuada de apartarrayos de óxido metálico se debe basar en consideraciones de la tensión eléctrica máxima continua y del valor y duración de las sobretensiones en el lugar donde se vaya a instalar, y de cómo puedan afectar al apartarrayos las fallas de fase a tierra, los métodos de puesta a tierra del sistema, las sobretensiones por operación de interruptores y otras causas. Es conveniente consultar las instrucciones de los fabricantes para la aplicación y selección de apartarrayos en cada caso particular.

a) PARA 13.8 kV “Tensión máxima de operación continua del apartarrayo” > VFT 13.8𝐾𝑉 𝑉𝐹𝑇 = = 7.96𝐾𝑉 √3 MCOV (Tensión máxima de operación continua) del apartarrayos de 10 kV = 8.4 kV ∴ 8.84𝐾𝑉 > 7.96𝐾𝑉 Apartarrayos seleccionado => 10Kv b) PARA 23 kV “Tensión máxima de operación continua del apartarrayo” > VFT 23 𝐾𝑉 𝑉𝐹𝑇 = = 13.27𝑘𝑉 √3 MCOV (Tensión máxima de operación continua) del apartarrayos de 18 kV = 15.30 kV ∴ 15.30𝑉 > 13.27𝑘𝑉 Apartarrayos seleccionado => 18Kv c) PARA 34.5KV “Tensión máxima de operación continua del apartarrayo” > VFT 34.5 𝑘𝑉 𝑉𝐹𝑇 = = 19.91 𝑘𝑉 √3 MCOV (Tensión máxima de operación continua) del apartarrayos de 10 kV = 8.4 kV ∴ 22.0𝑉 > 19.91𝐾𝑉 Apartarrayos seleccionado => 22 kV

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CÁLCULO Y SELECCIÓN DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL MÍNIMA Y LA DISTANCIA DE SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE BARRAS DE UNA SUBESTACIÓN. Ejercicio: Calcular la sección mínima transversal y la distancia de separación mínima entre las barras de cobre de una subestación en la arena de la Ciudad de México que alimenta 3 transformadores de 1500 kVA cada uno en 23 kV, 3F, 4H con una potencia de contribución de CFE al corto circuito de 500 MVA. La subestación es de uso interior.

a) Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (23 kV). Tabla 310-5

15001 𝑉 − 28000 𝑉 → 42.2𝑚𝑚2 b) Cálculo de la sección en las barras de cobre por capacidad de conducción de corriente, Tabla 922-10: 𝐼𝑁 =

3 ∗ 1500 𝑘𝑉𝐴 (√3) ∗ 23 𝑘𝑉

= 122.95 𝐴

14

13.3𝑚𝑚2 → 130𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 42.4𝑚𝑚2 > 13.3 𝑚𝑚2 b)

Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐼𝑐𝑐 2 𝑇 + 𝑇𝐶𝐶 [ ] 𝑡 = 𝐾𝑙𝑜𝑔 [ ] 𝐶𝑀 𝑇 + 𝑇𝑁 𝐼𝐶𝐶 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝐴 𝐶𝑀 → 1 𝑚𝑚2 = 1973 𝐶𝑀 𝑡 = 0.1𝑠 𝐾 = 𝑂. 0297(𝐶𝑢) 𝑦 𝐾 = 0.0125(𝐴𝑙) 𝑇 = 234°𝐶 𝑇𝐶𝐶 = 250°𝐶 𝑇𝑁 = 90 °𝐶

15

Sustituyendo [

𝐼𝑐𝑐 2 234 + 250 ] 0.1 = 0.0297𝑙𝑜𝑔 [ ] 𝐶𝑀 234 + 90 𝑪𝑴𝒄𝒐𝒃𝒓𝒆 = 𝟒. 𝟑𝟗𝟓 𝑰𝑪𝑪

𝐼𝐶𝐶 =

500 𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 23𝐾𝑉

= 12551.4 𝐴

𝐶𝑀 = 4.395𝑋12551.4𝐴 = 55163.6 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

55163.6 𝐶𝑀 = 27.95 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 42.4𝑚𝑚2 > 27.95 𝑚𝑚2

Selección transversal de barra de cobre seleccionada. (1”x 5/8”) = 25.4 mm X 15.8 mm= 401.32mm2 c)

Cálculo y selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

16

Tensión nominal

Claro

Claro

Fase-Fase

Fase-Tierra Interior

23KV

27 cm

19 cm

 EJERCICIO: RECALCULAR CONSIDERANDO TENSIONES DE 13.8, 23 (únicamente para bus de aluminio), Y 34.5 kV PARA BARRAS DE COBRE Y ALUMINIO.  Con tensión de 23 kV y barras de aluminio. a)

Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (23 kV). Tabla 310-5 15001 𝑉 − 23 000 𝑉 → 42.4 𝑚𝑚2 b) Cálculo de la sección de las barras de aluminio por capacidad de conducción de corriente Tabla 922-10: 𝐼𝑁 =

3 ∗ 1500𝐾𝑉𝐴 (√3) ∗ 23𝐾𝑉

= 112.96𝐴

21.2 𝑚𝑚2 → 130 𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 42.4 𝑚𝑚2 > 21.2 𝑚𝑚2 c)

Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐼𝑐𝑐 2 𝑇 + 𝑇𝐶𝐶 [ ] 𝑡 = 𝐾𝑙𝑜𝑔 [ ] 𝐶𝑀 𝑇 + 𝑇𝑁 𝐼𝐶𝐶 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝐴 𝐶𝑀 → 1 𝑚𝑚2 = 1973 𝐶𝑀 𝑡 = 0.1𝑠 𝐾 = 𝑂. 0297(𝐶𝑢) 𝑦 𝐾 = 0.0125(𝐴𝑙) 𝑇 = 234°𝐶 𝑇𝐶𝐶 = 250°𝐶 𝑇𝑁 = 90 °𝐶

Sustituyendo 𝐼𝑐𝑐 2 234 + 250 [ ] 0.1 = 0.0125 𝑙𝑜𝑔 [ ] 𝐶𝑀 234 + 90 𝑪𝑴𝒂𝒍𝒖𝒎𝒊𝒏𝒊𝒐 = 𝟔. 𝟕𝟕𝟓 𝑰𝑪𝑪 𝐶𝑀 = 6.775 𝐼𝐶𝐶 𝐼𝐶𝐶 =

500𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 23𝑘𝑉

= 12551.09 𝐴

17

𝐶𝑀 = 6.775 ∗ 12551.09 𝐴 = 8503.65 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

8503.65 𝐶𝑀 = 43.098 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 ∴ 42.4 𝑚𝑚2 < 43.09 𝑚𝑚2 Seleccionamos 53.5 mm2 > 43.09 mm2

d)

Selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

Tensión nominal

Claro

Claro

Fase-Fase

Fase-Tierra Interior

23 KV

27 cm

19 cm

 Con tensión de 13.8 kV y barras de cobre. a) Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (13.8 KV). Tabla 310-5 8 001V– 15 000V → 33.6 𝑚𝑚2 b) Cálculo de la sección de las barras de cobre por capacidad de conducción de corriente Tabla 922-10: 3 ∗ 1500𝐾𝑉𝐴 𝐼𝑁 = = 188.26 𝐴 (√3) ∗ 13.8 𝐾𝑉 33.6 𝑚𝑚2 → 240 𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 33.6 𝑚𝑚2 > 33.6 𝑚𝑚2 c) Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐶𝑀 = 4.395 𝐼𝐶𝐶 𝐼𝐶𝐶 =

500𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 13.8 𝐾𝑉

= 20 198.49𝐴

𝐶𝑀 = 4.395𝑋20 198.49 𝐴 = 91 945.12 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

91 945.12 𝐶𝑀 = 46.602 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 ∴ 𝑚𝑜𝑑𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑚𝑜𝑠 33.6 𝑚𝑚2 < 46.02𝑚𝑚2 Seleccionamos 53.5 mm2 > 46.02mm2

18

d)

Selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

Tensión nominal

Claro

Claro

Fase-Fase

Fase-Tierra Interior

13.8 KV

19 cm

13 cm

 Con tensión de 13.8 kV y barras de aluminio. a) Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (13.8 kV). Tabla 310-5 8 001 𝑉 − 15 000 𝑉 → 33.6 𝑚𝑚2 b) Cálculo de la sección de las barras de aluminio por capacidad de conducción de corriente Tabla 922-10: 3 ∗ 1500𝐾𝑉𝐴 𝐼𝑁 = = 188.26 𝐴 (√3) ∗ 13.8 𝐾𝑉 33.6 𝑚𝑚2 → 240 𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 33.6 𝑚𝑚2 > 33.6 𝑚𝑚2 a) Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐶𝑀 = 6.775 𝐼𝐶𝐶 𝐼𝐶𝐶 =

500𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 13.8 𝐾𝑉

= 20 198.49𝐴

𝐶𝑀 = 6.775 ∗ 20 198.49 𝐴 = 141 722.77 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

141 722.77 𝐶𝑀 = 71.83 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀

∴ 𝑚𝑜𝑑𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑚𝑜𝑠 33.6 𝑚𝑚2 < 71.83 𝑚𝑚2 Seleccionamos 85 mm2 > 71.83 mm2 b)

Selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

Tensión nominal

Claro

Claro

Fase-Fase

Fase-Tierra Interior

13.8 KV

19 cm

13 cm

19

 Con tensión de 34.5 kV y barras de cobre. e) Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (34.5 KV). Tabla 310-5 28 001V– 35 000V → 53.5 𝑚𝑚2 f)

Cálculo de la sección de las barras de cobre por capacidad de conducción de corriente Tabla 922-10: 3 ∗ 1500𝐾𝑉𝐴 𝐼𝑁 = = 75.3 𝐴 (√3) ∗ 34.5 𝐾𝑉 8.37 𝑚𝑚2 → 90 𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 53.5 𝑚𝑚2 > 8.37 𝑚𝑚2

g) Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐶𝑀 = 4.395 𝐼𝐶𝐶 𝐼𝐶𝐶 =

500𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 34.5 𝐾𝑉

= 8 367.39 𝐴

𝐶𝑀 = 4.395 ∗ 8 367.39 𝐴 = 36 770.52 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

36 770.52 𝐶𝑀 = 18.64 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 53.5 𝑚𝑚2 > 18.64 𝑚𝑚2

h)

Selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

Tensión nominal

Claro

Claro

Fase-Fase

Fase-Tierra Interior

34.5 KV

32 cm

24 cm

20

 Con tensión de 34.5 kV y barras de aluminio.

c) Selección de la sección transversal mínima de las barras de acuerdo al valor de tensión de operación (34.5 kV). Tabla 310-5 28 001V– 35 000V → 53.5 𝑚𝑚2 a) Cálculo de la sección de las barras de aluminio por capacidad de conducción de corriente Tabla 922-10: 3 ∗ 1500𝐾𝑉𝐴 𝐼𝑁 = = 75.3 𝐴 (√3) ∗ 34.5 𝐾𝑉 13.3 𝑚𝑚2 → 98 𝐴 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 53.5 𝑚𝑚2 > 13.3 𝑚𝑚2 c) Cálculo de la sección transversal mínima de las barras por corto circuito. 𝐶𝑀 = 6.775 𝐼𝐶𝐶 𝐼𝐶𝐶 =

500𝑀𝑉𝐴(1000) √3 ∗ 13.8 𝐾𝑉

= 8 367.39𝐴

𝐶𝑀 = 6.775 ∗ 8 367.39 𝐴 = 56 689.07 𝐶𝑀 𝑚𝑚2 =

56 689.07 𝐶𝑀 = 28.73 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 ∴ 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠 53.5 𝑚𝑚2 > 28.73 𝑚𝑚2

d)

Selección de las distancias mínimas entre fases y fase y tierra. Tabla 710-24.

Claro

Claro

Tensión nominal

Fase-Fase

Fase-Tierra

34.5 KV

32 cm

Interior 24 cm

21

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TC Ejercicio: calcular y seleccionar el TC y el ajuste de disparo del relevador 51 del interruptor 52 para una subestación con barras de 630 A, 23 kV, 3F, 3H con tres transformadores de 1500 kVA. 𝑇𝐶 →

150 𝐴 5𝐴

3.765 A

50.- Tiempo corto (corto circuito). 50 G.- sensor de falla a tierra. 51.- Tiempo largo (sobre carga)

1) Calcular 𝐼𝑎 𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑁−𝑚𝑎𝑥 =

3 ∗ 1500 𝑘𝑉𝐴 √3 ∗ 23 𝑘𝑉

= 112.95 𝐴

𝑇𝐶 ≥ 𝐼𝑁−max 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 ≤ 𝐼max 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑠 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =

2) Ajuste (diales).

máximo

del

150 = 30 5

relevador

112.95 𝐴 = 3.765 𝐴 30

22

CARGA BURDEN La carga o Burden en el secundario para un transformador de instrumento es aquella que esta propiamente conectada al devanado secundario y que determina la potencia activa y reactiva en las terminales del secundario. El Burden se puede expresar en forma de la impedancia total de la carga expresada en Ohms con la resistencia efectiva y las componentes reactivas, o bien, como los volt-amperes totales (VA) y factor de potencia a un valor de corriente especificado o de voltaje y una frecuencia dada. Burden (carga) estándar para transformadores de corriente con 5A en el secundario Designación Resistencia Inductancia Impedancia del burden (ohms) (milihenry) (ohms)

B-0.1 B-0.2 B-0.5 B-0.9 B-1.8 B-1.0 B-2.0 B-4.0 B-8.0

Burden estándar para medición 0.09 0.116 0.1 0.18 0.232 0.2 0.45 0.580 0.5 0.81 1.040 0.9 1.62 2.080 1.8 Burden estándar para protección 0.5 2.3 1.0 1.0 4.6 2.0 2.0 9.2 4.0 4.0 18.4 8.0

Volts amperes (VA)

Factor de potencia

2.5 5.0 12.5 22.5 45.0

0.9 0.9 0.9 0.9 0.9

25.0 50.0 100.0 200.0

0.5 0.5 0.5 0.5

Para los transformadores de potencial, se asocia el burden o carga a una letra de designación (de acuerdo a las normas americanas), a los volt-amperes secundarios y el factor de potencia de la carga. Burden estándar para transformadores de potencial Designación VA del burden secundarios W M X Y

12.5 25 35 75

Factor de potencia del burden 0.10 0.70 0.20 0.85

Z ZZ

200 400

0.85 0.85

Referidos a 120Vv Resistencia inductancia impedancia 115.2 403.2 163.2 82.3

3.04 1.09 1.07 0.268

1152 576 411 192

61.2 30.6

0.101 0.0503

72 36

23

CÁLCULO Y SELECCIÓN TRANSFORMADOR

DE

LA

PROTECCIÓN

LADO

PRIMARIO

DEL

Ejercicio: calcular y seleccionar el ajuste de disparo del fusible de media tensión para proteger un transformador de 1500 kVA, 23 kV, 3F, de acuerdo a la tabla 450-3 a) 1) 23 kV, 3 F, 3 H Pcc=500 MVA

𝐼𝑁−max 𝑝𝑟𝑖𝑚 =

1500 𝑘𝑉𝐴 √3 ∗ 23𝑘𝑉

= 37.65 𝐴

𝐼𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 Ajuste de acuerdo a la tabla 450-3 a) 1)

𝐹𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 ≤ 300 % 𝐼𝑁−max 𝑝𝑟𝑖𝑚 𝐹𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 ≤ 300 % (37.65 𝐴) 𝐹𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 ≤ 112.95 𝐴

Selección de fusible 𝐹𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 > 37.65 𝐴 ≤ 112.95 𝐴 𝐹𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 = 63 𝐴 𝐼𝑚𝑎𝑔𝑛𝑒𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 12 ∗ 37.65 𝐴 = 451.8 𝐴 Además de lo anterior el fusible deberá resistir en su curva de disparo 12 veces la corriente nominal primaria en un tiempo de 0.1 (s), a esto se le llama corriente de magnetización (similar a la corriente de arranque de un motor y la corriente súbita del capacitor) El fusible de 63 A es adecuado La capacidad interruptora de los fusibles deberá ser mayor que la potencia de corto circuito de la red. 𝐶. 𝐼. > 500 𝑀𝑉𝐴

800 𝑀𝑉𝐴 > 500 𝑀𝑉𝐴

24

CURVAS CARACTERÍSTICA DE LOS FUSIBLES

Corriente de magnetización = 451.8 A

Corriente de protección = 63 A

Rango de selección de la protección

25

CÁLCULO Y SELECCIÓN TRANSFORMADOR

DE

LA

PROTECCIÓN

LADO

SECUNARIO

DEL

Ejercicio: Calcular y seleccionar el ajuste máx. De la protección contra sobrecarga y fallas a tierra del interruptor electromagnético que protege el lado secundario de un transformador de 1500 kVA, 23 kV/ 480-127 V, Z%=6, adicionalmente calcular y seleccionar la capacidad interruptora de la protección.

𝐼𝑁−max 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 =

1500 𝑘𝑉𝐴 √3 ∗ 0.480 𝑘𝑉

= 1804.22 𝐴

Ajuste de disparo de acuerdo a la tabla 450-3 a) 1) ≤ 600 𝑉 𝐴. 𝐷. = 125% ∗ (1804.22 𝐴) ≤ 2255.27 𝐴

Selección del interruptor electromagnético 𝑅𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒: 1804.21 ≥ 𝐴. 𝐷. ≤ 2255.27 𝐴 El marco de la protección y el T.C. deben estar en concordancia.

Capacidad interruptora 𝐼𝑐𝑐 =

𝐼𝑁−𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑍 °⁄1

𝑍 °⁄1 =

𝑍% 6 = = 0.06 100 100 𝐼𝐶𝐶 =

1804.21 𝐴 = 30070.16 𝐴 0.06

𝐶. 𝐼. ≥ 30 𝑘𝑉𝐴 → 50 𝑘𝑉𝐴 Sensor de falla a tierra. 230-95 b) ≤ 1200 𝐴

26

De acuerdo con 230-95 480V, 3F, 4H

100 𝐴𝑀 800 𝐴𝐷

Si 1) El transformador esta conectado en estrella con el neutro conectado mediante cable a tierra. 2) Si la alimentación 𝑉𝐹−𝑇 > 150V 3) Si el ajuste máximo del interruptor es ≥ 1000A 4) Ajuste máximo del sensor ≤ 1200 A

Ejercicio: En el siguiente diagrama unifilar verificar si el interruptor termo magnético requiere sensor de falla a tierra. 220V, 3F, 4H

No requiere debido a que:

220

VFT=

√3

= 127V < 150

𝑉𝐹−𝑇

2000AM/2000AD

27

28

SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES

1. Varilla de acero recubierta de cobre ≥ a 3m de longitud con un diámetro ≥ a 16 mm y enterrada a una profundidad ≥ a 2.4 m. 2. Conector con fundente exotérmico (Cadwell).

3. Conector mecánico atornillable tipo “U” de bronce con tuercas de cabeza hexagonal.

4. Registro prefabricado de 30 cm de diámetro (burly). 5. Terreno o suelo para disipar las sobretensiones con una resistividad ≤ a 4 Ω/m.

6. Piso aislante, para las personas del suelo. El piso puede ser de concreto o graba.

7. Conductor de la malla de tierras. a. Para alta tensión calibre por corto circuito. b. Para baja tensión de acuerdo a la tabla 250-94. 8. Barra de tierra física para alta tensión. 9. Conectores de compresión con tornillos de bronce con cabeza y tuerca hexagonal. 10. Pantallas de los cables de energía. 11. Conductores de puesta a tierra de los apartarrayos. 12. Barra de neutro del tablero general de baja tensión (aislada). 13. Barra de tierra física del tablero de baja tensión. 14. Puente de unión únicamente utilizado en el tablero general de baja tensión. 15. Placa de tierra del tanque del transformador. 16. Conductor de la malla de tierras ≥ 4/0 AWG de cobre. 17. Distancia de separación entre varillas ≥ 1.8 m.

29

Ejercicio. Calcular y seleccionar el calibre mínimo del conductor del electrodo para conectar a tierra la barra de la celda de alta tensión y la barra del tablero de baja tensión.

800 A

Pcc=500 MVA´s

6-500 kcmil (F) 2-500 kcmil (N)

23 kV, 3 F, 3 H

300 kVA 23 kV/220-127 V, 3 F, 3 H

[

𝐼𝑐𝑐 2 𝑇 + 𝑇𝐶𝐶 ] 𝑡 = 𝐾𝑙𝑜𝑔 [ ] 𝐶𝑀 𝑇 + 𝑇𝑁

𝐼𝐶𝐶 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝐴 𝐶𝑀 → 1 𝑚𝑚2 = 1973 𝐶𝑀 𝑡 = 0.1𝑠 𝐾 = 𝑂. 0297(𝐶𝑢) 𝑦 𝐾 = 0.0125(𝐴𝑙) 𝑇 = 234°𝐶 𝑇𝐶𝐶 = 250°𝐶 𝑇𝑁 = 90 °𝐶

𝐼𝑐𝑐 =

[

500 𝑀𝑉𝐴 ∗ (1000) = 12 551 𝐴 √3 ∗ (23𝑘𝑉) 𝐼𝑐𝑐 2 234 + 250 ] 0.1 = 0.0297 log [ ] 𝐶𝑀 234 + 90 𝑪𝑴 = 𝟒. 𝟑𝟗 𝑰𝒄𝒄

𝐶𝑀 = 4.39 ∗ 12 551 = 55 163.39 𝑚𝑐𝑚 a) 𝑚𝑚2 =

55163.39 𝑚𝑐𝑚 = 27.95 𝑚𝑚2 (2 𝐴𝑊𝐺; 33.1 𝑚𝑚2 )| 1973 𝑚𝑐𝑚

Seleccionamos calibre 2/0 AWG

30

b) TABLA 250-94

c)

TABLA 250-95

2 − 500 𝐾𝑐𝑚𝑖𝑙 𝐹𝑎𝑠𝑒 = 2 ∗ 253 𝑚𝑚2 = 506 𝑚𝑚2

𝑚𝑎𝑠 𝑑𝑒 304 − 557 𝑚𝑚2 (506 𝑚𝑚2 )

2/0 AWG COBRE

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TABLEROS. a. De acuerdo a la Tabla 110-6-a), indique la distancia libre mínima del espacio de trabajo entre el frente de un tablero de baja tensión y la pared o parte metálica posterior del gabinete de otro tablero.

b. La distancia mínima entre frentes de tableros de baja tensión.

32

c. De acuerdo con la Tabla 110-6-a) excepción 1, indique el espacio mínimo entre la parte posterior de tableros auto soportados y el muro.

d. Indique las características del local de la subestación que aloja equipo de 1200 A o más y tableros de más de 1.8 m de ancho.

33

e. Indicar la distancia mínima del espacio de trabajo entre frente de tablero y muros y entre frente de tableros para equipos de 4.16, 13.2, 23, y 34.5 kV, de acuerdo a la Tabla 110-34 a).

f.

Indique la altura mínima que debe tener la cerca de tela de alambre que aloja subestaciones (Sección 924-23).

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TRANSFORMADOR.

A. Determinar las dimensiones del contenedor de aceite para un transformador de 500 kVA que contiene 1200 litros (Sección 924-8-c.-1).

B. Indique los 2 sentidos de apertura que deberán tener las puestas de acceso a subestaciones (Sección 924-7). “La puerta de acceso y salida de un local debe abrir hacia afuera y estar provista de un seguro que permita su apertura, desde adentro. En subestaciones interiores, cuando no exista espacio suficiente para que el local cuente con puerta de abatimiento, se permite el uso de puertas corredizas, siempre que éstas tengan claramente marcado su sentido de apertura y se mantengan abiertas mientras haya personas dentro del local. La puerta debe tener fijo en la parte exterior y en forma completamente visible, un aviso con la leyenda”: "PELIGRO ALTA TENSIÓN ELÉCTRICA" C. Indique cual es la cantidad mínima de extintores que deben colocarse en los locales de las subestaciones (Sección 924-8-a). “Deben colocarse extintores, tantos como sean necesarios en lugares convenientes y claramente marcados, situando dos, cuando menos, en puntos cercanos a la entrada de las subestaciones. Para esta aplicación se permiten extintores de polvo químico seco”.

35

D. Indique cual es el número mínimo de unidades de alumbrado de emergencia para el interior de locales de la subestación (Sección 924-5-e). “Debe colocarse en el local, cuando menos, una lámpara para alumbrado de emergencia por cada puerta de salida del local”.

E. Calcule el área mínima de ventilación para una subestación que aloja un transformador de 500 kVA de acuerdo a la Sección 450-65. “En el caso de bóvedas con ventilación natural hacia el exterior, el área neta combinada de todas las aberturas de ventilación, después de restar áreas ocupadas por pantallas, rejas o celosías, no debe ser menor que 20 cm2 por cada kVA de capacidad de los transformadores en servicio, excepto el caso de transformadores de capacidad menor que 50 kVA, donde el área neta no debe ser menor que 10 cm2”.

𝑨𝒗𝒆𝒏𝒕𝒊𝒍𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 = 𝟐𝟎

𝒄𝒎𝟐 (𝟓𝟎𝟎 𝒌𝑽𝑨) = 𝟏𝟎, 𝟎𝟎𝟎 𝒄𝒎𝟐 = 𝟏. 𝟎 𝒎𝟐 𝒌𝑽𝑨

 FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. 1. Valor de la demanda máxima de la carga conectada de acuerdo al factor de demanda. 2. Considerar un 25% adicional de la potencia del motor de mayor para permitir su arranque sin causar disturbios.

Ejemplo 1. Calcule la capacidad disponible de un transformador de 150 kVA que alimenta a un motor de 7 HP, considere 1 HP = 1 kVA. 𝟕𝟓 𝑯𝑷(𝟏. 𝟐𝟓) = 𝟗𝟑. 𝟕𝟓 𝑪𝒂𝒑𝑻𝑹 = 𝟏𝟓𝟎 − 𝟗𝟑. 𝟕𝟓 = 𝟓𝟔. 𝟐𝟓

Ejemplo 2. Determine si un transformador de 112.5 kVA tiene capacidad suficiente para alimentar una bomba contra incendio con un motor de 100 HP. Considere 1 HP =1 kVA “No es factible por que se requiere una capacidad de: 𝟏𝟎𝟎 𝑯𝑷(𝟏. 𝟐𝟓) = 𝟏𝟐𝟓 ≥ 𝟏𝟏𝟐. 𝟓 𝒌𝑽𝑨”

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3. Considerar un 25% adicional de la carga que opera en servicio continuo (Tiempo min. operación ≥ 3 hrs.). 4.

Considerar un 25% adicional de la carga no lineal (estado sólido, motores, balastros de alumbrado de descarga, hornos eléctricos, etc.)

5. Considerar la pérdida de capacidad del transformador de 1% por cada 100 m adicionales de altitud sobre el diseño, de la altitud en metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.).

Ejemplo. Calcular la nueva capacidad de un transformador de 300 kVA diseñado a 1000 m.s.n.m. si se instalará en la Ciudad de México a 2240 m.s.n.m. (𝟐𝟐𝟒𝟎 − 𝟏𝟎𝟎𝟎)𝒎 = 𝟏𝟐𝟒𝟎 𝒎 (

𝟏% ) = 𝟏𝟐. 𝟒% 𝟏𝟎𝟎𝒎

𝟏𝟎𝟎 % − 𝟏𝟐. 𝟒% = 𝟖𝟕. 𝟔 % 𝑵𝒗𝒂. 𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 = 𝟑𝟎𝟎 𝒌𝑽𝑨(𝟎. 𝟖𝟕𝟔) = 𝟐𝟔𝟐. 𝟖 𝒌𝑽𝑨

6. Considerar un factor de crecimiento de la carga instalada. Se recomienda un valor máximo adicional del 30 % del valor de la demanda máxima de la carga conectada. Ejemplo. Calcular la capacidad del transformador considerando un factor de demanda del 30 % si se tiene una carga conectada de 290 kW con un factor de demanda del 70 % y un FP promedio = 0.9.

𝑪𝒂𝒓𝒈𝒂 𝑪𝒐𝒏𝒆𝒄𝒕𝒂𝒅𝒂 = 𝟐𝟗𝟎(𝟎. 𝟕)(𝟏. 𝟑) = 𝟐𝟔𝟑. 𝟗 𝒌𝑾

𝑷𝑻𝑹 =

𝒌𝑾 𝟐𝟔𝟑. 𝟗 𝒌𝑾 = = 𝟐𝟗𝟑. 𝟐𝟐 𝒌𝑽𝑨 𝑭𝑷 𝟎. 𝟗

𝑻𝒓𝒂𝒏𝒔𝒇𝒐𝒓𝒎𝒂𝒅𝒐𝒓 𝒊𝒏𝒔𝒕𝒂𝒍𝒂𝒅𝒐: 𝟑𝟎𝟎 𝒌𝑽𝑨 (𝒅𝒊𝒔𝒆ñ𝒐 𝒂 𝟐𝟐𝟒𝟎 𝒎. 𝒔. 𝒏. 𝒎. )

37

UNIDAD IV. LINEAS EN MEDIA TENSIÓN. OBJETIVO. Conocer, calcular y seleccionar el calibre de los conductores considerando la clase de aislamiento, nivel de aislamiento, capacidad de conducción, caída de tensión y corto circuito para líneas aéreas y subterráneas. DEFINICIÓN. -LÍNEAS AÉREAS: Línea abierta soportada en postes u otro tipo de estructura, con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los conductores -ELEMENTOS QUE LA COSTITUYEN 1) CONDUCTORES: Pueden ser de los siguientes materiales. a) Cobre b) Aluminio c) ACSR (Aluminio con alma de acero) 2) AISLADORES: a) Deberán ser seleccionados de acuerdo a la clase de aislamiento (15kV, 25kV y 35kV). También de acuerdo a su nivel básico de impulso (BIL) -EJEMPLO- Consultar el nivel básico de impulso para aisladores de acuerdo a la Tabla 710-24, para:   

15kV=110kV 25kV=150kV 35kV=150 a 200kV

b) AISLAMIENTO DE PASO: Para instalarse en tramos rectos o con una deflexión máxima de 5º montados en forma vertical. c) AISLADORES DE SUSPENSIÓN: Utilizados en líneas aéreas con deflexiones mayores a 5º y en los remates de las líneas montados en forma horizontal d) MATERIALES EMPELADOS -Porcelana -Vidrio -Resina epóxica

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3) HERRAJES: a) Cruceta b) Alfileres c) Dados d) Abrazaderas e) Plataformas f) Tornillos maquinas g) Cables de acero para retenidas h) Ancla para retenida Todos los herrajes deberán ser de acero galvanizado o tropicalizado

4) POSTES: -Madera -Concreto ortogonal -Tubo de acero Comúnmente de 12m de longitud y 9m para retenidas. Las dimensiones mínimas de la sepa para montar el poste son 50cm Diámetro y de profundidad 50cm + 10% longitud del poste rellenada de piedra brasa.

-EJERCICIOCalcular las dimensiones mínimas de la sepa para hincar un poste de 12m de longitud. -50cm. Diámetro 0.5m+12m (0.1)= 1.2m+0.5m= 1.7m 5) APARTARRAYOS: Limitar las sobre tensiones para no producir las sobre corrientes, descargando o derivando la sobre corriente a tierra física. -Óxido de Zinc -Carburo de Silicio

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-EJERCICIOSeleccionar la tensión nominal del apartar rayos para una línea aérea en 34.5 kV (Requisito 280-4 de la norma). 𝑉𝑎𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 ≥ 125% 𝑉𝐹𝑇 𝑉𝐹𝑇 = 𝑉𝑎𝑝𝑎𝑟𝑡𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠

34.5𝐾𝑣

= 19.92 𝑘𝑉 √3 ≥ 125% (19.92𝑘𝑉) ≥ 24.89𝑘𝑉

𝑨𝒑. 𝑺𝒆𝒍𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒅𝒐 = 𝟐𝟕𝒌𝑽

6) CORTO CIRCUITO CON FUSIBLE TIPO EXPULSIÓN Son de operación tipo individual -EJERCICIOUn transformador de 75KVA conectados a una línea área de 13.8Kv tiene instalado para su protección un fusible de 16A verificar si cumple. Tabla 450-3 a) 1) 𝐼𝑁 =

75 𝑘𝑉𝐴 √3(13.8𝑘𝑉)

= 3.14 𝐴

3.14(300%) = 9.41 𝐴 ∴ 𝟗. 𝟒𝟏 𝑨 < 16 𝐴 ⇉ 𝑬𝒍 𝒇𝒖𝒔𝒊𝒃𝒍𝒆 𝒄𝒖𝒎𝒑𝒍𝒆 𝒄𝒐𝒏 𝒆𝒍 𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒔𝒊𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝑻𝒂𝒃𝒍𝒂 𝟒𝟓𝟎 − 𝟑 𝒂) 𝟏) 7) CUCHILLAS SECCIONADORAS: Son de operación en grupos, pueden ser de operación en vacio (sin carga) o de operación con carga (llamadas ADUTIS) Su función es facilitar el mantenimiento. 8) TRANFORMADOR TIPO POSTE: Pueden ser trifásicos o monofásicos. Las boquillas se localizan en la tapa del transformador. 9) TRANSICIÓN: Su función es interconectar una línea aérea con una línea subterránea.

40

LÍNEA AÉREA DE COBRE. Calcular y seleccionar el calibre mínimo del conductor, así como las distancias de los espaciamientos mínimos entre conductores de fase, entre conductores de fase y tierra, entre conductores de fase y el suelo y entre conductores de fase y superficies de edificios.

1. Calibre mínimo del conductor de acuerdo al valor de tensión de operación:

2. Cálculo del valor de corriente en la línea (IN).

𝐼𝑁 =

1500 𝑘𝑉𝐴 √3(13.8 𝑘𝑉)

= 67.75 𝐴

41

3. Revisión de la capacidad de conducción del calibre 2 AWG (Tabla 922-10).

42

4. Distancia mínima entre fases considerando una flecha ≤ 1 m (Tabla 922-12 a) 2)

Voltaje de Referencia: 𝑽𝑭𝑻 =

𝟏𝟑. 𝟖 𝒌𝑽 √𝟑

= 𝟕. 𝟗𝟕 𝒌𝑽

5. Distancia mínima entre fases para el espacio para subir (Tabla 922-19 e))

Voltaje de Referencia: 𝑽𝑭𝑻 =

𝟏𝟑. 𝟖 𝒌𝑽 √𝟑

= 𝟕. 𝟗𝟕 𝒌𝑽

43

6. Separación mínima entre los conductores de fase y la cruceta (Tabla 922-15 a)).

Voltaje de Referencia: 𝑽𝑭𝑻 =

𝟏𝟑. 𝟖 𝒌𝑽 √𝟑

= 𝟕. 𝟗𝟕 𝒌𝑽

44

7. Separación de conductores a edificios (Tabla 922-54).

Voltaje de Referencia: 𝑽𝑭𝑻 =

𝟏𝟑. 𝟖 𝒌𝑽 √𝟑

= 𝟕. 𝟗𝟕 𝒌𝑽

(NOTA 1)

Sin embargo, de acuerdo a la NOTA 4, la distancia debe ser ≥ 1.5m

45

8. Altura mínima de los conductores sobre el suelo con tránsito de vehículos (Tabla 922-41).

Voltaje de Referencia: 𝑽𝑭𝑻 =

𝟏𝟑. 𝟖 𝒌𝑽 √𝟑

= 𝟕. 𝟗𝟕 𝒌𝑽

(NOTA 1)

46

LÍNEAS CON CABLES DE ENERGÍA AISLADOS.

Definición: Conductor rodeado de un material de composición y espesor indicados en esta Norma Oficial Mexicana como aislamiento eléctrico.

1. Material Conductor. Puede ser de cobre o aluminio. 2. Cinta Reunidora. Celofán. 3. Pantalla Semiconductora. Sirve para uniformizar los esfuerzos del campo eléctrico debido al cableado. 4. Aislamiento. XLP ó EPR. Clase: 75 kV, 15 kV, 25 kV y 35 kV. Nivel: 100%, 133%, 173% (Tabla 310-61 y 310-64). 5. Pantalla Metálica sobre el Aislamiento. Sirve para uniformizar los esfuerzos del campo eléctrico, debido a canalizaciones metálicas. Es obligatorio para conductores mayores a 3 kV. Debe conectarse a tierra cuando se tengan tensiones inducidas mayores a 55 V. (923-3. C). No debe utilizarse como conductor de puesta a tierra, su fin es electrostático y no para conducir corrientes de falla a tierra.

47

6. Forro de PVC. Rojo ó negro. Sí el conductor va instalado en charola en el exterior, el forro debe soportar la radiación solar. En cada uno de los extremos del conductor deberá instalarse una terminal, puede ser recta ó tipo codo en transformadores tipo pedestal. Por su uso pueden ser tipo interior o tipo exterior. El nivel de aislamiento 100% es utilizado en transformadores de media tensión con el neutro conectado a tierra mediante un conductor (sólidamente a tierra) y deberá tener un sensor de falla a tierra, sino se presentan las dos condiciones anteriores entonces el nivel de aislamiento deberá ser al 133%.

EJERCICIO. Seleccionar la clase y el nivel de aislamiento de la línea siguiente:

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TIPOS DE INSTALACIÓN.

A. Subterránea. Capacidad de conducción: --Detalle de la figura 310-60. --Tablas 310-77, 310-78 B. Tubo Conduit metálico al aire: --Circuito por tubo (3F por tubo). --Tablas 310-73 y 310-74 (Monoconductores).

C. Charola: --318.13 

CONFIGURACIÓN PLANA --- Tablas 310-69 y 310-70



CONFIGURACIÓN EN TRÉBOL --- Tablas 310-67 y 310 68

EJERCICIO: Seleccionar la capacidad de conducción de 3 conductores de media tensión calibre 1/0 AWG, XLP para 90 ºC de cobre de 34.5 kV en tubo Conduit metálico al aire. (Tabla 310-73) Tamaño o Designación. mm2 AWG o kcmil 53.5 1/0

Capacidad de Conducción para 5001–35000 V. 90 °C 105 °C 195 A 215 A

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EJERCICIO:

1.- SELECCIÓN DE CLASE Y NIVEL DE AISLAMIENTO. TABLA 310-64. TABLA 310-64.- Espesor del aislamiento de cables con aislamiento sólido, con pantalla metálica, para 2 001 V a 35 000 V (mm)

CLASE: 35 KV NIVEL: 133% NOTA: Se toma un porcentaje del 133% ya que el Neutro no esta sólidamente conectado a Tierra y no cuenta con sensor de falla a Tierra.

50

2.- SELECCIÓN DEL CALIBRE MÍNIMO DE ACUERDO CON LA TABLA 310-5.

3.- CÁLCULO DEL VALOR DE LA CORRIENTE NOMINAL DE LA SUBESTACIÓN. 𝐼𝑁 =

1500 𝐾𝑉𝐴 √3 ∗ 34.5 𝐾𝑉

= 𝟐𝟓. 𝟏𝟎𝟐𝟏 𝑨

4.- SELCCIÓN DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR DE COBRE XLP-900C, DETALLE 2. 34.5 KV.

DUCTO SUBTERRANEO,

TABLA 310-77.- Capacidad de conducción de corriente (A) permisible de tres cables monoconductores de cobre aislados MT (MV) o en configuración tríplex, en ductos subterráneos (tres conductores en cada ducto como se indica en la figura 310-60). Para una temperatura del terreno de 20 ºC, una resistividad térmica del terreno (RHO) de 90, un factor de carga del 100 % y temperatura de los conductores de 90 °C y 105 °C

ES ADECUADO EL CALIBRE 1/0 AWG, Cu XLP-900C YA QUE:

165 A > 25.1 A.

51

5.- VALIDAR QUE EL CONDUCTOR SELECCIONADO CUMPLA POR: *CAÍDA DE TENSIÓN. a) CÁLCULO DE LA DISTANCIA MEDIA GEOMÉTRICA. ф Conductor = 1/0 AWG. TABLA 10-8 DIMENSIONES TOTALES DEL CONDUCTOR DESNUDO. TABLA 10-8.- Propiedades de los conductores

Espesor del aislamiento. TABLA 310-64 TABLA 310-64.- Espesor del aislamiento de cables con aislamiento sólido, con pantalla metálica, para 2 001 V a 35 000 V (mm)

52

Ф TOTAL = 9.45 + 10.7 + 10.7 Ф TOTAL = 30.85 mm

S AB = 15 cm S AB = 150 mm

X = 100 mm – Y

Y = 30.85 mm / 2 = 15.43 mm X = 84.58 mm S AC = 15.43 + 50 +84.58

S AC = 150 mm.

𝑆 𝐵𝐶 = √(𝑆 𝐴𝐵)2 + (𝑆 𝐴𝐶)2 𝑆 𝐵𝐶 = √(150)2 + (150)2

S BC = 212.1 mm 3

𝐷𝑀𝐺 = √(𝑆 𝐴𝐵)(𝑆 𝐴𝐶)(𝑆 𝐵𝐶) 3 𝐷𝑀𝐺 = √(150)(150)(212.1)

53

DMG = 168.36 mm b) Cálculo del Radio Medio Geométrico (RMG) 𝑅𝑀𝐺 = 𝑘 ∗ 𝑟

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒:

𝑘 : Constante de cableado en función del número de hilos del cable. 𝑟 : Radio del cable desnudo. Construcción del Conductor. Alambre Sólido.

RMG. 0.799r

Cable de un solo material: 7 hilos 19 hilos 37 hilos 61 hilos 91 hilos 127 hilos

0.726r 0.758r 0.768r 0.772r 0.774r 0.776r r = radio del conductor desnudo.

𝑅𝑀𝐺1/0 = 0.758 (

9.45 𝑚𝑚 ) = 3.58 𝑚𝑚 2

c) Cálculo de la impedancia del conductor: 𝐷𝑀𝐺 168.36 𝑚𝑚 𝐿1000𝑚 = 2 ∗ 10−4 𝑙𝑛 ( ) = 2 ∗ 10−4 𝑙𝑛 ( ) = 0.7701 𝑚𝐻 𝑅𝑀𝐺 3.58 𝑚𝑚 𝑋𝐿 = 2𝜋𝑓𝐿 = 2𝜋(60)(0.00077𝐻) = 0.2903 Ω/1000𝑚 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 1/0 𝐴𝑊𝐺 𝑑𝑒𝑠𝑛𝑢𝑑𝑜 (𝑇𝑎𝑏𝑙𝑎 10 − 8) 𝑅1000𝑚 = 0.400 Ω 𝑍 = √(𝑅 2 + 𝑋𝐿 2 ) = √(0.29032 + 0.4002 ) = 0.4942

Ω 1000𝑚

𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑙𝑎 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑛𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑒𝑠 500 𝑚: 𝑍500𝑚 =

0.4942 (500 𝑚) = 0.2471 Ω 1000𝑚

54

d) Cálculo de 𝑒%: 𝑒% =

𝑒 ∗ 100 𝑉𝐹𝑁

𝑒 = 𝐼𝑁 ∗ 𝑍500𝑚 = 25.1 𝐴(0.2471 Ω) = 6.202 𝑉

𝑉𝐹𝑁 =

𝑉𝐿𝐿 √3

𝑒% =

=

34.5 𝑘𝑉 √3

= 19.91 𝑘𝑉

⇒

6.202 𝑉 ∗ 100 = 0.0312 % 19.91 𝑘𝑉

𝟎. 𝟎𝟑𝟏𝟐% < 1% ⇒ ∴ 𝒆𝒍 𝒄𝒐𝒏𝒅𝒖𝒄𝒕𝒐𝒓 𝒄𝒖𝒎𝒑𝒍𝒆 𝒑𝒐𝒓 𝒄𝒂𝒊𝒅𝒂 𝒅𝒆 𝒕𝒆𝒏𝒔𝒊ó𝒏. 6. Validar que el conductor seleccionado ces adecuado por corriente de corto circuito. 𝐼𝐶𝐶 2 𝑇2 + 𝑇𝐶𝐶 ( ) 𝑡 = 𝑘 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ( ) 𝐶𝑀 𝑇1 + 𝑇𝑁 𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑡: 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 = 0.1 𝑠 (𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒) 𝑘 = 0.0297 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒 𝑦 0.0125 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜. 𝑇 = 234 °𝐶 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑒 𝑦 228 °𝐶 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜 𝑇𝑁 = 90 °𝐶

𝑇𝐶𝐶 = 250 °𝐶

𝑠𝑢𝑠𝑡𝑖𝑡𝑢𝑦𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑠: (

𝐼𝐶𝐶 2 234 + 250 ) (0.1) = 0.0297 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ( ) 𝐶𝑀 234 + 90 𝐼𝐶𝐶 2 ( ) (0.1) = 0.00534 𝐶𝑀 𝐼𝐶𝐶 = 0.2310 𝐶𝑀 𝐶𝑀 1 = 𝐼𝑐𝑐 0.2310 𝑪𝑴 = 𝟒. 𝟑𝟐𝟗𝑰𝑪𝑪

…… (1)

55

𝐼𝐶𝐶 =

𝑃𝐶𝐶 √3𝑉𝐿

=

600 𝑀𝑉𝐴 √3(34.5 𝑘𝑉)

= 1004.874 𝐴

𝑆𝑢𝑠𝑡𝑖𝑡𝑢𝑦𝑒𝑛𝑑𝑜 𝐼𝐶𝐶 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑒𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 1 𝑡𝑒𝑛𝑒𝑚𝑜𝑠: 𝐶𝑀 = 4.329(10040.874) = 43466.945 1 𝑚𝑚2 = 1973 𝐶𝑀

⟹

1 𝑚𝑚2 (43466.945 𝐶𝑀) = 22.031 𝑚𝑚2 1973 𝐶𝑀 1/0 = 53.5 𝑚𝑚2 ⟹ 𝟓𝟑. 𝟓 𝒎𝒎𝟐 > 22.031 𝒎𝒎𝟐 ∴ 𝒆𝒍 𝒄𝒐𝒏𝒅𝒖𝒄𝒕𝒐𝒓 𝒄𝒖𝒎𝒑𝒍𝒆 𝒑𝒐𝒓 𝒄𝒐𝒓𝒓𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒅𝒆 𝒄𝒐𝒓𝒕𝒐 𝒄𝒊𝒓𝒄𝒖𝒊𝒕𝒐.

EJERCICIO.

56

1. Cálculo del calibre mínimo de acuerdo a su tensión nominal de operación. Tabla 310 – 5 Clase 15kV Tensión (V)

Tamaño o designación del Conductor Aluminio 8001 – 15000 V 33.6 mm2 (2 AWG) 2. Cálculo de la corriente nominal en el conductor In = 2000 / (13.8 * √3) In = 83.67 A

3 Selección de la capacidad de conducción del conductor de Aluminio XLP – 90°C, 15 kV 2 AWG según 318 – 13 b) 3) No debe exceder la capacidad e conducción de corriente referidos en las Tablas 310-67 y 310-68. Tablas 310 – 68 Tamaño o Designación Capacidad de Conductor de corriente para 5001 – 35000 V mm2 AWG/kcmil 90° C 33.6 2 130 130 A > 83.67 A Por lo tanto el calibre del conductor seleccionado es el adecuado. 4. Cálculo de la DMG, considerando que el nivel de aislamiento es 133% a) Diámetro del conductor desnudo = 7.42 mm (Tabla 10 – 8) b) Espesor del aislamiento = 5.6 mm (Tabla 310 – 64) Tabla 10 – 8 Tamaño AWG 2

Dimensiones totales Diámetro (mm) 7.42

Tabla 310 – 64 Tamaño AWG 2

8001 – 15000 V Categoría del Aislamiento II (mm) 5.6

57

Diámetro total = 7.42 + 2(5.6) = 18.62mm Considerando DMG 

3

( SAB SBC SCA )

SAB = 18.62mm SBC = 18.62mm SCA = 18.62mm 3

DMG 

3

18.62

DMG = 18.62mm 5. Cálculo del RMG #Hilos: 2 AWG Tabla 10.8. para 7 hilos k = 0.726; r = D/2 = 7.42 / 2 = 3.71 mm RMG = k * r = 0.726 * 3.71 = 2.6935 mm 6. Cálculo de la inductancia H/km L = 2x10-4 in (DMG/RMG) = 2X10-4 in (18.62 / 2.6935) L = 386.68 μH/km 7. Cálculo de la reactancia inductiva Ω/km XL = 2π * 60 * L = 2 π* 60 * 386.68 μ XL = 145.77 mΩ/km 8. Selección del valor de la resistencia del conductor de Aluminio 2 AWG Tabla 10 – 8 Tamaño Aluminio AWG Ω/km 2 1.05 R = 1.05 Ω/km

58

9. Cálculo del valor absoluto de la impedancia del conductor. Z = (1.05 + j 145.77 *10-3) Ω/km Z = 1.06 ∟7.9° Ω/km 10. Cálculo del valor de la impedancia para la longitud total del conductor a utilizar. Z400m = 1.06 Ω/km * 0.4 km Z400m = 0.424 Ω

11. Caída de tensión en el conductor. e = In * Z400m = 83.67 (0.424) e = 35.476 V VFN = 13.8 k / √3 = 7.97 kV e% = (e / Vn) *100 = 35.476 / 7.97 kV e% = 0.4452% 0.4452% < 1% Por lo tanto el conductor cumple por caída de tensión.

59

UNIDAD V CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO Objetivo: proporcionar información sobre valores de la corriente y los valores de tensión en un sistema eléctrico durante condiciones de falla para determinar: - Capacidad interruptora y momentánea de los dispositivos de protección. - El tiempo de apertura de los dispositivos de protección. - Determinar el tamaño del conductor y las barras de la subestación. - Los esfuerzos termodinámicos en los aisladores. Las corrientes de cortocircuito son de dos tipos: a) Corriente de corto circuito asimétrico: que ocurre durante los primeros tres ciclos de duración de la falla, su valor es mayor debido a que suma una componente de corriente directa, ésta disminuye de acuerdo a la reactancia inductiva que se presenta durante la falla; su valor está determinado por el factor de asimetría (“a”). a. Factor de asimetría i. Para instalaciones en baja tensión su valor se estima en 1.25 veces la corriente simétrica, y en media tensión el valor es de 1.6 con respecto a la corriente de corto circuito simétrica. ¿De que depende este factor? Depende del contenido de reactancia inductiva en el sistema b) Corriente de cortocircuito simétrica: Se presenta a partir del cuarto ciclo posterior al inicio de la falla, su forma de onda es simétrica con respecto al eje del tiempo y nos sirve para determinar la capacidad interruptiva, tamaño de los conductores y rigidez mecánica de los aisladores.

60

Burden: Tiene que ver con la capacidad propia del TC o del transformador. NOTA: Los KVAR’s se ven en los campos magnéticos.

𝐼𝐹𝑇 𝐴𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =

25 𝑘𝑉

√3 = 14.4 𝑘𝑉

TABLA 710-24 Claro mínimo a partes vivas 𝑁𝐵𝐴𝐼 (23 𝑘𝑉) = 25 𝑘𝑉 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 150 𝑘𝑉 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

A 1000 m.s.n.m.

Donde: NBAI=Nivel Básico de Impulso NOTA: Los valores de esta tabla deben considerarse como valores mínimos aplicables en condiciones atmosféricas normales.

61

 ELEMENTOS QUE AUMENTAN O DISMINUYEN EL VALOR DE UNA CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO a) Elementos que lo aumentan. a. El valor de la potencia de construcción al corto circuito de CFE es de 500 MVA’s. b. Maquinas rotatorias en funcionamiento cuando se presenta la condición por ejemplo: motores y en su caso los generadores. b) Los elementos que disminuyen los valores de la corriente de cortocircuito. a. Las impedancias de los transformadores. b. La impedancia de los conductores. c. Las impedancias de los puntos de contacto de los interruptores o cuchillas.

62

MÉTODO DE CÁLCULO DEL VALOR DE LAS CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Componentes simétricas. Impedancia de la barra. Óhmico. Porcentual. Por unidad. MVA’s.

 Método de cálculo de los MVA’s El método se basa en calcular los MVA’s que contribuyen a las corrientes de corto circuito de la acometida y maquinas rotatorias y el cálculo de los MVA’s que disminuyen el valor de la corriente de corto circuito en los transformadores y conductores. Los MVA’s de corto circuito en serie se obtienen sus MVA equivalente con la ecuación del inverso de la suma de los inversos. Los MVA’s en paralelo se obtienen sus MVA equivalente con la suma. El método se rige por las ecuaciones siguientes: 1. 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝐶𝐹𝐸 = 𝑀𝑉𝐴 𝐶𝐹𝐸 2. 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝑇𝑅 =

𝑀𝑉𝐴 𝑇𝑅 𝑍°⁄1

3. 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝑀𝑂𝑇 =

𝑀𝑉𝐴 𝑀𝑂𝑇 𝑍°⁄1

𝑍 °⁄1 =

1 1 = = 0.1788 𝐾𝑉𝐴 𝑟𝑜𝑡. 𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒𝑎𝑑𝑜 ∗ 𝐶𝑃 5.59

5.59 → 𝑡𝑎𝑏𝑙𝑎 430 − 7 (𝑏)𝑝𝑜𝑟 𝐶𝑃 𝑎 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒𝑎𝑑𝑜. 4. 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝐶𝐶𝑀 =

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑚∗𝐹𝐷 0.25

5. 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝑐𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 = 6. 𝐼𝑐𝑐 𝑆𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 =

𝐾𝑉 2 (𝐹−𝐹) 𝑍Ω

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒∗1000 √3∗𝐾𝑉𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎

63

1. Diagrama Unifilar. 23 kV, 3F, 3H, Pcc= 500 MVA

Icc - 1 TR – 1 1500 kVA Z%= 5.78

Icc - 2

AL – 1 => Z= 0.102

480 V, 3F TR – 2 500 kVA Z%= 4.8

Icc - 3 AL – 2 Z= 0.314 CCM – 1 800 CP F.D= 1

Icc - 4 AL – 3 220 V, 3F; Z= 0.221 TAB. A - C

64

2. Tabla de 𝑴𝑽𝑨𝑪𝑪

ELEMENTO RED TR – 1 AL – 1 AL – 2 TR – 2 AL – 3 CCM - 1

MVA⁄ KV 500 1.5 0.48 KV 0.48 KV 0.5 0.22 0.8

Z°⁄ Z(Ω) 0.0578 0.102 Ω 0.314 Ω 0.048 Ω 0.221 Ω 0.25 Ω

MVACC

FORMULA

500 25.95 2.25 0.733 10.41 0.219 3.1

MVACC RED = MVA RED MVACC TR = MVA TR⁄Z% MVACC = KV 2 ⁄Z(Ω)

MVACC CCM = MVAx FD⁄0.25

3. Diagrama de MVA para el 𝑰𝑪𝑪 , simétrica.

500

1

25.95

2

2.25

3

no se considera

0.733

4

10.41

6 no se considera

3.2

5

0.219

7

65

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶 𝐸∅(4 − 5) =

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶 𝐸∅(2 − 3) =

𝑀𝑉𝐴𝐶𝐶 𝑒𝑞 =

1 1 1 0.733 + 3.2

= 0.596

1 = 2.07 1 1 + 25.95 2.25

1 1 1 2.07 + 0.596

= 0.462

500

2.07

0.596

66

Luego la corriente de corto circuito es: a)

𝐼𝑐𝑐 =

100∗462∗1000 √3∗23 𝐾𝑉𝐴

= 12562.69 = 13 𝐾𝐴

Con el dato de corriente de corto circuito se determina la capacidad interruptiva y el tamaño de la protección. b) 𝐼𝑐𝑐 𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 16 ∗ 12562.69 𝐴 = 21 𝐾𝐴 Con el dato de las corrientes de cortocircuito se determina el tiempo de disparo. 4.- Diagrama de MVA para calcular la 𝐼𝑐𝑐2

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑒𝑞(1,2,3) =

1 1 1 1 + + 500 25.95 2.25

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 = 2.06 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑒𝑞(1,2,3) =

1 1 1 + 0.73 3.2

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 = 0.596 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝐸𝑄𝐼𝑐𝑐2 = 2.06 + 0.596 = 2.65 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 = 0.596 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 𝐼𝑐𝑐2 =

2.65 ∗ 1000 √3 ∗ 0.48 𝐾𝑉

= 3197 𝐴

𝐼𝑐𝑐2 = 1.25 ∗ 3197 = 3996.2 = 4 𝐾𝐴

67

DIAGRAMA PARA CALCULAR LA ICC3 SIMÉTRICA.

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑒𝑞(1,2,3) =

1 1 1 1 1 + + + 500 25.95 2.25 0.733

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 = 0.540 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑒𝑞(1,2,3) =

1 1 1 0.73 + 3.2

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 = 0.596 𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐𝑒𝑞 = 𝐼𝑐𝑐3 = 3.74 𝐼𝑐𝑐3 𝑠𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 =

3.74 ∗ 1000 √3 ∗ 0.48 𝐾𝑉

= 4498 𝐴 = 5 𝐾𝐴

𝐼𝑐𝑐3 𝐴𝑠𝑖𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 1.25 ∗ 4498 = 5623.15 =6 KA

68

DIAGRAMA PARA CALCULAR LA ICC4 SIMÉTRICA

1

MVAcc123 

1 500

MVAcc45 



1 25.95



1

 1  1   0.733 3.2   

1

 2.062

2.25

 0.596

MVAcc1a5  MVAcc123  MVAcc45  2.658

1

MVAccTeq 

Icc3s 

1

MVAcc1a5 ( MVAccTeq 1000)



1

 2.118

10.41

0.22 3 3

Icc3s  5.557  10 Icc3s = 6kA Icc3a  1.25 Icc3s

3

Icc3a  6.947  10 Icc3a = 7kA

69

Cálculo del valor de los MVAcc 1. Acometida C.F.E. MVAccCFE = MVA CFE MVAccCFE = 500MVA 2. ALIM – 1 23Kv MVAcc ALIM-1 = kV2 / Z = 232 / 0.072 MVAcc ALIM-1 = 7347 MVA 3, MVAcc TR – 1 MVAcc TR-1 = MVA TR / Z%1 = 0.75/0.052 MVAcc TR-1 = 14.42 MVA

70

4. MOT – 1 MVAcc MOT = MVA MOT / Z% Z% = 0.1788 MVA MOT = 0.1 MVAcc MOT-1 = 0.1 / 0.1788 MVAcc MOT-1 = 0.5593 MVA 5. CCM – 1 MVAcc CCM = (MVA CCM * F.D.) / 0.25 MVA CCM-1 = (20*15) / 0.25 MVA CCM-1 = 0.3 MVA MVAcc CCM-1 = (0.8 * 0.3) / 0.25 MVAcc CCM-1 = 0.96 MVA 6. MVA TR – 2 MVAcc TR-2 = 0.075 / 0.03 MVAcc TR-2 = 2.5 MVA 7. ALIM – 2. CONDUCTOR MVAcc COND = kV2 / ZΩ MVAcc COND = 0.222 / 0.018 MVAcc COND = 2.68 MVA

71

Tabla De MVA – MVAcc Num. 1 2 3 4 5 6 7 S1 P1 S2

Elemento Acometida CFE ALIM – 1 TR – 1 MOT – 1 CCM – 1 TR – 2 ALIM – 2 1,2 4,5 3,P1

MVA/kV 500 23 kV 0.75 0.1 0.24 0.075 0.22 kV -----------------------------------

Z%1 / ZΩ -------0.072Ω 0.052%1 0.1788% 0.25%1 0.03%1 0.018Ω ----------------------------

MVAcc 500 7347 14.42 0.5593 0.96 2.5 2.68 468 1.519 1.37

Diagrama de MVAcc para Icc 1

1

MVAcc12 

 1  1   500 7347   

 468.141

MVAcc45  0.96  0.5593  1.519

MVAcc345 

1

 1  1   14.42 1.5193   

 1.374

MVATeq1  MVAcc12  MVAcc345  469.515 ( MVATeq1 1000) Icc1s  23 3 4

Icc1s  1.179  10

Icc1s = 12 kA Icc1a  1.6 Icc1s 4

Icc1a  1.886  10

Icc1a = 19 kA

72

Diagrama de MVAcc para Icc 2

MVAcc123 

1 1

500 MVAcc45  1.519



1 7347



1

 13.989

14.42

MVATeq2  MVAcc123  MVAcc45 MVATeq2  15.508 ( MVATeq2 1000) Icc2s  0.48 3 4

Icc2s  1.865  10

Icc2s = 19 kA Icc2a  1.25 Icc2s 4

Icc2a  2.332  10

Icc2a = 24 kA

73

Diagrama de MVAcc para Icc 3

MVAcc123  13.989 MVAcc45  1.519

MVAab  MVAcc123  MVAcc45  15.508

MVATeq3 

Icc3s 

1 1

1

 2.153

 MVAab 2.5 ( MVATeq3 1000) 0.22 3 3

Icc3s  5.65  10 Icc3s = 6 kA Icc3a  1.25 Icc3s 3

Icc3a  7.063  10 Icc3a = 8 kA

74

Anexo 1. SECCIONES ÚTILIZADAS DE LA NOM - 001 – SEDE – 2005. 280-4. Selección del apartarrayos a) Para circuitos de menos de 1 000 V. La capacidad nominal de los apartarrayos debe ser igual o mayor que la tensión eléctrica continua de fase a tierra a la frecuencia de suministro que se pueda producir en el punto de aplicación. Los apartarrayos instalados en circuitos de menos de 1 000 V deben estar aprobados y listados para ese fin. b) En circuitos de 1 kV y más, tipo carburo de silicio. La capacidad nominal de los apartarrayos tipo carburo de silicio no debe ser inferior a 125% de la tensión eléctrica máxima continua de fase a tierra disponible en el punto de aplicación. NOTA 1: La elección adecuada de apartarrayos de óxido metálico se debe basar en consideraciones de la tensión eléctrica máxima continua y del valor y duración de las sobretensiones en el lugar donde se vaya a instalar, y de cómo puedan afectar al apartarrayos las fallas de fase a tierra, los métodos de puesta a tierra del sistema, las sobretensiones por operación de interruptores y otras causas. Es conveniente consultar las instrucciones de los fabricantes para la aplicación y selección de apartarrayos en cada caso particular.

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318-13. Capacidad de conducción de corriente permitida de los cables de Tipo MT (MV) y MC (de 2 001 V nominales en adelante) en los soportes tipo charola para cables. La capacidad de conducción de corriente permitida de los cables de 2 001 V nominales en adelante, instalados en soportes tipo charola según lo indicado en 318-12, no debe exceder los requisitos de esta Sección: a) Cables multiconductores (de 2 001 V nominales en adelante). La capacidad de conducción de corriente permitida de los cables multiconductores debe cumplir los requisitos de capacidad de conducción de corriente permitida en las Tablas 310-75 y 310-76. Excepción 1: Cuando los soportes tipo charola para cables estén cubiertos continuamente a lo largo de más de 1,8 m con tapas cerradas sin ventilar, no se permite que los cables multiconductores tengan más de 95% de la capacidad nominal indicada en las Tablas 310-75 y 310-76. Excepción 2: Cuando se instalen cables multiconductores en una sola capa en soportes tipo charola para cables sin tapar, guardando una separación entre cables no inferior al diámetro del cable, su capacidad de conducción de corriente no debe exceder las establecidas en las Tablas 310-71 y 310-72. b) Cables monoconductores (de 2001 V nominales en adelante). La capacidad de conducción de corriente permitida de los cables monoconductores o cables en grupos de tres, cuatro, etc., debe cumplir lo siguiente: 1) La capacidad de conducción de corriente permitida de los cables monoconductores de 21,2 mm 2 (4 AWG) y mayores en soportes tipo charola sin cubierta superior o tapa, no debe exceder 75% de la capacidad de conducción de corriente permitida de las Tablas 310-69 y 310-70. Cuando los soportes tipo charola estén cubiertos continuamente a lo largo de más de 1,8 m con tapas cerradas sin ventilar, no se permite que los cables monoconductores de 21,2 mm 2 (4 AWG) y mayores tengan más de 70% de la capacidad de conducción de corriente nominal referida en las Tablas 310-69 y 310-70. 2) Cuando se instalen cables monoconductores de 21,2 mm2 (4 AWG) o mayores en una sola capa en soportes tipo charola sin cubierta superior o tapa, guardando una separación entre cables no inferior al diámetro del cable, su capacidad de conducción de corriente no debe exceder a la establecida en las Tablas 310-69 y 310-70. 3) Cuando se instalen cables monoconductores en configuración triangular (trébol) en soportes tipo charola sin cubierta superior o tapa, manteniendo una separación entre circuitos no inferior a 2,15 veces el diámetro exterior del conductor de mayor diámetro contenido en la configuración de conductores o cables (2,15 x DE), la capacidad de conducción de corriente permitida de los cables de 21,2 mm 2 (4 AWG) y mayores no debe exceder la capacidad de conducción de corriente permitida referida en las Tablas 310-67 y 310-68.

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923-3. Cables subterráneos. Los requisitos mínimos que deben satisfacer los cables subterráneos en vía pública son los siguientes: c) Conexión de puesta a tierra de las pantallas metálicas. Las pantallas o cubiertas metálicas de los cables deben estar puestas a tierra. Las pantallas metálicas pueden ser seccionadas siempre y cuando cada sección sea puesta a tierra. Excepción: Puede omitirse esta conexión de puesta a tierra sólo cuando así lo requiera la operación de los cables y siempre que existan protecciones que impidan el contacto de personas con las mismas partes metálicas o que queden fuera de su alcance. Las conexiones de las pantallas metálicas hacia los cables para su puesta a tierra deben asegurar un buen contacto, evitando que se aflojen o se suelten. Estas pueden hacerse por medio de conectores del mismo metal u otro material adecuado para el propósito y las condiciones de uso, o por medio de soldadura, cuidando que ésta y los fundentes aplicados sean los adecuados. Los conectores para unir las pantallas metálicas de cables en empalmes y terminales deben ser los adecuados para asegurar un buen contacto mecánico y eléctrico, usando el tamaño y material conveniente a fin de evitar pérdidas de energía por calentamientos. Estos conectores pueden ser del tipo para soldar o a presión. En el caso de conductores de tamaño nominal 8,37 mm2 (8 AWG) y menores, la conexión puede hacerse trenzando adecuadamente los conductores o mediante un conector de tornillo adecuado.

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