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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA

MECANICA Y ELECTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA

“COORDINACION DE PROTECCIONES DE LA RED ELECTRICA DE LA ESIME ZACATENCO”

TESIS QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN: CERVANTES MARTINEZ SEBASTIAN

VILLEGAS FRANCO JORGE

ASESORES: ING. RICARDO OMAR ALVAREZ GAMEZ

M. EN C. JUAN ABUGABER FRANCIS

México D.F. a 30 de Enero del 2009

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA

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INDICE INDICE ……………………………………….. 2 NOMENCLATURA ……………………………………….. 4 RESUMEN ……………………………………….. 5 INTRODUCCIÓN ……………………………………….. 6 CAPITULO 1 1 Sistemas de protección ……………………………………….. 8 1.1 Tablero de protección ……………………………………….. 8 1.2 Tipos de fallas eléctricas ……………………………………….. 9 1.2.1 Sobrecarga ……………………………………….. 9 1.2.2 Corto Circuito ……………………………………….. 9 1.2.3 Falla de Aislamiento ……………………………………….. 9 1.3 Elementos de protección ……………………………………….. 10 1.3.1 Los relevadores ……………………………………….. 10 1.3.1.1 Tipos de relevadores ……………………………………….. 10 1.4 Interruptores ……………………………………….. 11 1.4.1 Interruptores en pequeño y gran volumen de aceite ……………………………………….. 12 1.4.2 Interruptor neumático y en Hexafloruro de Azufre ……………………………………….. 12 1.4.3 Interruptores en vacío ……………………………………….. 12 1.4.4 Interruptor termomagnético ……………………………………….. 12 1.4.5 Interruptor o protector diferencial …………………………. 12 1.5 Protección contra sobrecorriente …………………………. 14 1.5.1 Fusibles o cortacircuitos …………………………. 17 1.5.2 Interruptores automáticos magnetotérmicos …………… 17 1.5.3 Características de desconexión …………………………. 18 1.5.4 Protección contra sobrecargas …………………………. 19 1.6 Peligros de la Corriente Eléctrica …………………………. 20 1.6.1 Sistemas de protección de puesta a tierra …………… 20 1.6.2 Puesta a tierra de las masas metálicas de instalación...……………… 21 1.6.3 Tipos de toma a tierra ……………………………………….. 22 CAPITULO 2 2 Coordinación de protecciones …………………………. 23 2.1. Objetivo de la Coordinación de protecciones……………. …………… 23 2.1.2 Condiciones mínimas de la selectividad……...………….. …………… 24 2.2 Consideraciones primarias …………………………. 26 2.2.1 Corrientes de corto circuito …………………………. 26 2.2.2 Intervalos y tiempos de coordinación …………………………. 26 2.2.3 Capacidad de corriente de un cable …………………………. 27 2.2.4 Saturación de transformadores de corriente……………. …………… 27 2.2.5 Como leer las curvas de tiempo-corriente……………….. …………… 27


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2.2.6 Curvas ANSI para transformadores …………………………. 28 2.3. Planificación inicial ……………………………………….. 30 2.3.1 Diagrama unifilar ……………………………………….. 30 2.3.2 Símbolos estándar para los diagramas eléctricos …………… 31 2.3.3 Ejemplo de un Diagrama Unifilar de una red eléctrica………............. 33 2.3.4 Diagrama de impedancias y reactancias………………… …………… 34 2.3.5 Diagrama unifilar para la coordinación de protecciones……………… 34 2.4 Corriente de corto circuito ……………………………………….. 35 2.4.1 Estudio de corto circuito ……………………………………….. 35 2.4.2 Justificación ……………………………………….. 36 2.4.3 Origen y consecuencias de los cortos circuitos …………… 36 2.4.4 Requerimientos para el estudio de corto circuito …………… 37 2.4.5 Tipos de cortos circuitos …………………………. 37 2.4.6 Métodos para el cálculo de corto circuito………………… …………… 38 CAPITULO 3 3 Procedimiento y análisis de resultados …………………………. 41 3.1 Paso 1 “Diagrama Unifilar” ……………………………………….. 41 3.2 Paso 2 “Diagrama de Impedancias" …………………………. 45 3.3 Etapas y cálculo de corto circuito …………………………. 46 3.4 Calculo de corto circuito en la barra principal……………… …………… 47 3.4.1 Calculo de las reactancias del sistema …………………………. 48 3.5 Ajuste y Coordinación de Protecciones …………………………. 54 3.5.1 Selección de las protecciones para transformadores en B.T …………………………. 54 CAPITULO 4 4 Estudio Económico del proyecto……….……… …………………………. 63 4.1 Análisis de precios unitarios ……………………………………….. 64 4.2 Análisis básico…………………… .……………………………………….. 65 4.3 Desglose de costos indirectos ……………….. …………………………. 66 4.4 Análisis para la determinación del factor del salario real….……….. 67 CONCLUSIONES ……………………………………….. 71 RECOMENDACIONES ……………………………………….. 72 BIBLIOGRAFIA ……………………………………….. 73


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NOMENCLATURA Cambio de valores reales a una base en por unidad ................................. pu Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica ................................. ESIME Unidad Profesional Zacatenco. .................................................................... UPZ Instituto Politécnico Nacional .................................................................... IPN Comisión Federal de Electricidad .................................................................... CFE Software de simulación y diseño en los sistemas de potencia ................................. ETAP (Electrical Power Sistem Analysis) Comisión Electrónica Internacional .................................................................... CEI Certificado de Cálidad (Internacional Estándar Organitation) ....................... ISO Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Industria Eléctrica ................ CCONNIE (Norma Mexicana). Instituto Nacional Americano de Estandarización ....................... ANSI miembro de la Organización Internacional de Estandarización ISO tensión ................................................................................................. V(V) corriente ................................................................................................. I (A) transformador de medición de corriente ................................................................. TC transformador de medición de potencial ................................................................. TP Hexafloruro de azufre .............................................................................. SF6 fusible de acompañamiento según norma UNE ....................................................... aM fusible rápido según norma UNE .............................................................................. gT fusible lento según norma UNE .............................................................................. gF corriente de falla o intensidad de corriente a la cual ha de fundir un fusible .......... If pequeño interruptor automático .................................................................... PIA valor de corriente nominal .................................................................... In (A) Frecuencia .................................................................... Fr (Hz) símbolo de la unidad de la frecuencia .................................................................... Hz corriente de defecto a tierra .................................................................... Id (kA) alta tensión .................................................................... AT (kV) nivel de sensibilidad de la corriente Is (kA) baja tensión .................................................................... BT (V) circuito breaker .................................................................... CB fuerza electromotriz .................................................................... Fem (V) Símbolo de la unidad de potencia aparente en kilo Volt-Ampéres. .......................... kVA Impedancia .................................................................................... Z (OHM) admitancia .................................................................................... Y(MHO) corriente alterna .................................................................................... CA (V) corriente directa .................................................................................... CD (V) mili Amperes .................................................................................... mA (A) segundos .................................................................................... s kilo Amperes .................................................................................... kA corriente a plena carga .................................................................................... Ipc (A) corriente a rotor bloqueado .................................................................................... Irb (A) corriente de magnetización .................................................................................... Imag (A) conexión trifásica en estrella .................................................................................... Y transformador .................................................................................... T tensión prefalla .................................................................................... Vf (V) punto de referencia para .................................................................................... P corrientes de corto circuito en las fases a, b, c. ....................................................... Ia, Ib, Ic Impedancia equivalente de sec. Positiva ....................................................... Z1 Impedancia equivalente de sec. Negativa ....................................................... Z2


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RESUMEN En este proyecto se realiza la coordinación de protecciones de la red eléctrica de la ESIME Zacatenco, el cual contiene el procedimiento para poder obtener los objetivos de la tesis, las consideraciones principales y cada uno de los puntos importantes para realizar el proyecto, así como algunos métodos de cálculo para el corto circuito. Mencionando que toda coordinación parte de un diagrama unifilar actualizado de la red eléctrica a estudiar el cual debe contener los datos de cada uno de los componentes que la conforman como son: los conductores y sus calibres, alimentadores, subestaciones principales y derivadas, carga instalada, sus protecciones, transformadores, etc. También se pretende dar información más amplia de lo que son las protecciones en una red eléctrica, como utilizarlas y aplicarlas, saber coordinar y ajustar con el mínimo error o incertidumbre en su operación. Este trabajo presenta conceptos sobre el tema de las protecciones, su uso en las redes de distribución, en qué tipos de fallas eléctricas son aplicables, así como su principio de funcionamiento. Para realizar la coordinación de las Protecciones de la Red Eléctrica de la ESIME, se empieza el trabajo con información útil, concreta y entendible referente al tema; Empezando con información sobre el sistema a proteger, conceptos de coordinación de protección, el objetivo de dicha coordinación y su justificación, pero principalmente un procedimiento que nos lleve de forma correcta a la realización del objetivo de la tesis. Para poder llegar a cumplir con los objetivos de este proyecto se consultaron las siguientes normas, documentos y estándares de referencia que sirven como base para este proyecto:

• NOM-029-STPS-2005 mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo-condiciones de seguridad (Norma Oficial Mexicana de la Secretaria del Trabajo y Previsión Social)

• NCH ELEC 4/84 Norma de electricidad de acuerdo al código eléctrico Nacional EE.UU. NF F 16-101 para las instalaciones eléctricas en baja tensión.

• NMX-J-136-SCFI Norma Oficial Mexicana de abreviaturas, números y símbolos usados en planos y diagramas eléctricos.

• EN Normas Europeas • UNE que significa Una Norma Española creada por el Instituto de Normalización y

Racionalización. • La nomenclatura y simbología de los arreglos unifilares y trifilares de una subestación

eléctrica están basados en las normas internacionales CEI (Comisión Electrotécnica Internacional), la norma americana ANSI. Y las normas mexicanas CCONNIE (Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Industria Eléctrica)

• NOM-001-SEDE-2005 Norma Oficial Mexicana, “Instalaciones Eléctricas (Utilización)”

• Comunicado de Luz y Fuerza del Centro informando la corriente de corto circuito en el punto de acometida, trifásico y monofásica.

• Estándar IEEE Std. 141-1993 "Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants".

• Estándar IEEE Std. 399-1990 "Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis”.

En la representación del diagrama unifilar se utilizó el software llamado Auto CAD 2006, y para la simulación del corto circuito y la coordinación de protecciones de la Red Eléctrica de la ESIME Zacatenco se utilizo el software denominado ETAP (Electrical Power Sistem Analysis) que es el software y la herramienta más completa de análisis y control para el diseño, simulación y operación de sistemas de potencia eléctricos de generación, distribución e industriales. Esta herramienta dispone de una gran cantidad de módulos como son: redes CA ó DC, tendido y rutado de cables, redes de tierra, coordinación y selectividad de protecciones, y diagramas de Control de Sistemas CA y CD.


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INTRODUCCIÓN Es de conocimiento general, que las redes eléctricas de distribución tienen varios componentes y cada uno con características singulares, éstos forman parte importante de todo el sistema eléctrico, cumpliendo cada uno con sus funciones específicas. Existen dentro de dichas redes: subestaciones, interruptores encargados de unir o abrir circuitos entre sí, transformadores de potencia ó de corriente mejor conocidos como transformadores de medida, que se encargan de medir las características de la señal eléctrica para fines de protección y registro, seccionadores, que unen o separan circuitos, sólo por mencionar algunos. La Unidad Profesional Zacatenco del IPN cuenta con diversas áreas entre las cuales las más grandes son los edificios y laboratorios pesados, así como: laboratorios ligeros, áreas deportivas, áreas culturales, bibliotecas y alumbrado en general. Se sabe que todas las instalaciones en conjunto consumen una gran cantidad de energía eléctrica diariamente. El problema es como mantener en un alto nivel la continuidad del servicio, y que cuando ocurran condiciones intolerables, reducir el número de cortes de energía eléctrica, ya que muchas veces el corte de energía no sucede desde la subestación principal si no que es ocasionada por algún equipo eléctrico deteriorado, viejo o mal instalado que no cumple su función adecuadamente, como sucede con el que cuenta la Institución puesto que tiene aproximadamente un tiempo de funcionamiento de mas 40 años, en especial al tratarse de las protecciones eléctricas. La función de la protección eléctrica es detectar posibles fallas y proteger al sistema de cualquier falla, si es posible desconectar al equipo eléctrico en riesgo para así cuidar la instalación e interrumpir en lo más mínimo el servicio de la energía eléctrica. Para poder reducir los riesgos de que algún equipo se dañe, ó que ocurra algún accidente humano y tratar en lo más mínimo de interrumpir la energía eléctrica se tendrá que actualizar la red eléctrica y se realizara la coordinación de las protecciones para una mayor confiabilidad. Es por eso que se toman como objetivos principales de esta tesis los siguientes puntos: Realizar la coordinación de protecciones de la red eléctrica de la ESIME Zacatenco. Realizar el levantamiento del diagrama eléctrico actualizado de la ESIME. Determinar las corrientes de corto circuito para verificar las capacidades de corto

circuito de tableros y dispositivos de protección, además de su aplicación en la elaboración del estudio de coordinación de protecciones.

Por lo que fue necesario tener el Diagrama Unifilar de las Subestaciones eléctricas con que cuenta la ESIME, saber a que tipo de carga alimenta cada una de ellas; así como las actualizaciones que se han hecho a la fecha para poder detectar puntos de falla en caso de que llegase a suceder algún problemas dentro de las instalaciones y ayudar a la gente de mantenimiento para poder solucionar el problema. El Estudio de Corto Circuito tiene un impacto directo sobre la Seguridad Eléctrica y la Producción continua en la planta. Una combinación de nivel de Corto Circuito elevado y una mala selección de las capacidades interruptivas de los equipos, puede desatar una explosión y conato de incendio en caso de que se llegase a presentar una perdida de aislamiento en el Sistema Eléctrico. Como alcance de la tesis tenemos que el diagrama unifilar, el diagrama de impedancias, estudio de corto circuito y la coordinación de protecciones se realizará solo desde la subestación UPZ principal de 23 kV y subestaciones reductoras de 6 kV que conforman al alimentador 52-F5 correspondiente a los edificios del 1 al 5 de la ESIME dándole continuidad en el edificio 6 al 9 hasta llegar a su tablero de cargas de cada edificio. Se enfocamos a un solo alimentador por que la mayoría de ellos son similares, la mayoría de estas instalaciones cuentan con cargas estáticas es decir de solo alumbrado, puesto que los laboratorios pesados no tienen motores trabajando continuamente, es decir es solo para uso de practicas.


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Este trabajo consta de 4 capítulos y esta estructurado de la siguiente forma: Comienza con una introducción la cual explicara el problema con el que cuenta la Red Eléctrica así como la solución efectiva a este problema, también se dan los objetivos generales y los específicos, se justificara el trabajo y se le dará una limitación o alcance El Capitulo 1 hace hincapie en un punto de vital importancia la seguridad de las redes electricas, a fin de evitar daños en los equipos al sistema en su conjunto y en particular a las personas. Presenta el Sistema de Protección, en donde se explica como esta compuesto el sistema de protección, los tipos de protecciones, tipos de fallas eléctricas y que tipo de protección aplicar en cada una de las diferentes fallas. El Capitulo 2 presenta una información amplia, concisa y entendible de lo que se refiere a la Coordinación de Protecciones; es decir se presentan conceptos, objetivos de la coordinación, condiciones de selectividad y consideraciones primarias, así como el procedimiento para una buena coordinación de protecciones y cálculos de corto circuito. El Capitulo 3 presenta el procedimiento aplicado a nuestro alcance, los resultados del ajuste y coordinación de las protecciones del alimentador 52-F5. Los cuales fueron respaldados a traves de un software a fin de tener una mejor coordinacion de las proteciones electricas. El Capitulo 4 presenta el estudio económico del proyecto, Comenzando con un estudio General, es decir la cotización del proyecto y la planeación en el cual se vera como esta conformada los recursos para su realización (recursos humanos, materiales y económicos), un desarrollo de los precios unitarios, posteriormente con los precios particulares. Finalmente se muestra las conclusiones y algunas recomendaciones para trabajos a futuro


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CAPÍTULO 1 El sistema de protección

Toda red eléctrica tiene que estar dotada de una serie de protecciones que la hagan segura, tanto desde el punto de vista de los conductores y los aparatos a ellos conectados, como de las personas que han de trabajar con ella. Existen muchos tipos de protecciones, que pueden hacer a una instalación de una red eléctrica completamente segura ante cualquier contingencia, pero hay tres que deben usarse en todo tipo de instalación: de alumbrado, domesticas, de fuerza, redes de distribución, circuitos auxiliares, etc., ya sea de baja o alta tensión.

Estas tres protecciones eléctricas, que se describirán con detalle son:

• Protección contra sobrecargas . • Protección contra cortocircuitos. • Protección de falla a tierra.

La protección de las redes eléctricas esta encaminada a evitar daños en los equipos al sistema en su conjunto y a las personas y se aplica según sea el tipo de falla bajo un esquema general como el siguiente.

Los sensores primarios generalmente detectan la falla en el nivel de tensión del sistema y normalmente son los llamados transformadores de instrumento que detectan señal de corriente, de tensión o una combinación de estas y se conocen como:

a) Transformador de Corriente TC.- que semejan señales de corriente. b) Transformadores de Potencia TP.- semejan señal de tensión o potencial y se construyen en dos tipos. 1.- Transformador de potencial Inductivos 2.- Transformador de potencial Capacitivos La función principal de ambos transformadores de instrumento es aislar eléctricamente los instrumentos de medición y la protección que operan en baja tensión (120 ó 127V) de las redes eléctricas de donde se toman las señales, que operan en alta tensión (23 kV, 34.5 kV). 1.1 Tablero de protección En un tablero eléctrico se concentran los dispositivos de protección y de maniobra de los circuitos eléctricos de la instalación. En el caso de instalaciones residenciales este tablero generalmente consiste en una caja en cuyo interior se montan los interruptores automáticos respectivos. Para lograr una instalación eléctrica segura, se debe contar con dispositivos de protección que actúen en el momento en el que se produce una falla (cortocircuito, sobrecarga o falla de aislamiento) en algún punto del circuito. De esta forma se evita tanto el riesgo para las personas de sufrir "accidentes eléctricos", como el sobrecalentamiento de los conductores y equipos eléctricos, previniendo así daño en el material y posibles causas de incendio.

FALLA RELEVADOR INTERRUPTOR


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

• Detectar las fallas para aislar los equipos o instalaciones falladas tan pronto como sea posible

• 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

• 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 Rele-Interruptor. 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 (instantánea).

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. Estas protecciones son las siguientes:

• La protección de falla de interruptor que detecta que no ha operado correctamente el interruptor que debe interrumpir la corriente de falla; y por tanto, procede con la apertura de los interruptores vecinos para aislar la falla.

• 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.

1.2 Tipos de fallas eléctricas: Las fallas, según su naturaleza y gravedad se clasifican en: 1.2.1 Sobrecarga: Se produce cuando la magnitud de la tensión ("voltaje") o corriente supera el valor preestablecido como normal (valor nominal). Comúnmente estas sobrecargas se originan por exceso de consumos en la instalación eléctrica. Las sobrecargas producen calentamiento excesivo en los conductores, lo que puede significar las destrucción de su aislamiento, incluso llegando a provocar incendios por inflamación. 1.2.2 Cortocircuito: Se originan por la unión fortuita de dos líneas eléctricas sin aislamiento, entre las que existe una diferencia de potencial eléctrico (fase-neutro, fase-fase). Durante un cortocircuito el valor de la intensidad de corriente se eleva de tal manera, que los conductores eléctricos pueden llegar a fundirse en los puntos de falla, generando excesivo calor, chispas e incluso flamas, con el respectivo riesgo de incendio. 1.2.3 Falla de aislamiento: Estas se originan por el envejecimiento del aislamiento de algún conductor, uniones mal aisladas, etc. Estas fallas no siempre originan cortocircuitos, sino en muchas ocasiones se traducen que superficies metálicas de aparatos eléctricos queden energizadas (con tensiones peligrosas), con el consiguiente peligro de shock eléctrico para los usuarios de aquellos artefactos.


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1.3 Elementos de protección: Existen varios tipos de protecciones diferentes, por lo que a continuación se explican los dispositivos más importantes utilizados para lograr continuidad en el servicio eléctrico y seguridad para las personas 1.3.1 Los relevadores La función del relevador es la de detectar una condición anormal de operación y actuar sobre el elemento de desconexión, que es el interruptor, los relevadores constituyen el elemento más importante de un esquema de protección y responden a distintos tipos de señales, pero en cualquier caso, dentro de un esquema de protección deben satisfacer las siguientes condiciones básicas: a) Rapidez de operación.- un relevador debe de actuar tan rápido como sea posible ante una condición de falla, esto con el fin de evitar daños al sistema en su conjunto a cualquiera de sus componentes (transformadores, secuenciadores, motores, etc) los tiempos de operación de los relevadores se expresan por lo general en ciclos referidos a la frecuencia de operación del sistema y normalmente deben actuar entre 1 y 3 ciclos que a una frecuencia de 60 Hz por ejemplo para 3 ciclos representa: Para controlar la rapidez de la operación de los relevadores de acuerdo a la condición de protección de un sistema, se establece el llamado criterio de coordinación de protecciones que da la selectividad apropiada, es decir el orden y tiempo de operación de las protecciones. b) Sensibilidad.- una protección debe responder a una condición de falla dentro del rango de tiempo del ajuste del relevador. Si lo hace antes o después de este rango, su operación es incorrecta y le dice que es una operación indeseable, a esta condición de la operación dentro de su rango se le conoce como sensibilidad. c) Seguridad.- por seguridad se entiende a la incertidumbre de que un relevador no va a fallar en su operación cuando sea requerido, es decir que bajo cualquiera condición dentro de su especificación actúe. d) Confiabilidad.- la confiabilidad es un concepto probabilístico por que se refiere a que un relevador en prueba de laboratorio, dentro de su rango de operación actúe con un porcentaje mínimo de falla. Debido a que la importancia de un sistema o red eléctrica se requiere de un alto rango de confiabilidad en su conjunto, es necesario que se elimine prácticamente el 100% de su incertidumbre en la operación de la protección. 1.3.1.1 Tipos de relevadores Los relevadores para su estudio y aplicación se pueden clasificar por su función y por la tecnología de construcción. Se clasifican en atención a la respuesta que tienen de acuerdo al tipo de señal que reciben y se pueden agrupar como sigue: a) Por su función:

• Relevadores de sobrecorriente.- son los que responden a una señal de sobrecorriente que excede a su valor previamente especificado y que se conoce como “corriente de operación”.

• Relevadores de tensión.- actúan con una señal de sobretensión o baja tensión de la frecuencia del sistema (50 Hz ò 60 Hz).

3 ciclos/( 60 ciclos /segundo ) = ½ segundos


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• Relevador de cociente o producto.- estos generalmente reciben 2 señales y los

integran según sea el tipo de falla que se desea detectar, por ejemplo las señales de tensión y corriente. De cociente :

V / I = Z Relevador de impedancia. I / V = Y Relevador de admitancia. V / Fr = tensión / frecuencia = Volts / Hertz

De producto: V X I = Watts tensión X corriente = Watts.

• Relevadores de diferencia.- a estos se les conoce como diferenciales y se pueden comparar para obtener diferencias entre cantidades de la misma unidad por ejemplo: Si comparan corriente son diferenciales de corriente. Si comparan tensiones son diferenciales de tensiones.

• Relevador de temperatura.- son aquellos que a través de sensores primarios que

están en contacto con el elemento a proteger, detectan elevaciones de temperatura.

• Relevador de sobre presión.- Estos se usan normalmente en los transformadores y sirven para detectar señales de sobrepresión en partes que son resultantes de alguna condición de falla interna.

b) Por su tecnología:

• Electromecánico • De estado solido • Digitales.

Funcionalmente cualquiera de las tecnologías antes mencionadas satisface los requerimientos de la protección, pero desde el punto de vista de la operación los relevadores de tipo digital a base de microprocesadores son mas precisos, muy fáciles de adjuntar un arreglo de protecciones completo se encuentra alojado en el CPU de una computadora. Un relevador es un elemento que cumple con una función específica en forma independiente de su tecnología. 1.4 Interruptores Los elementos que cierran un esquema de protección para los fines de la interrupción de corriente de falla y que actúan de acuerdo con una señal de los relevadores son los interruptores. Por lo general se clasifican de acuerdo con el medio de extinción del arco eléctrico que se presenta durante la desconexión de la falla. Todos los interruptores, cualquiera que sea su tipo reciben la señal del relevador a través de un circuito de control, que está alimentada por un circuito de corriente directa CD a 120 V ó 250 V como se muestra en la figura 1.1:

Fig. 1.1.- Forma de recepción de la señal a un interruptor por medio de un relevador

CIRCUITO DE CONTROL

R INTERRUPTOR


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Los interruptores pueden ser:

• En gran volumen de aceite • En pequeño volumen de aceite • Neumáticos (con chorro de aire) • En Hexafloruro de Azufre (SF6) • En vacio • En aire y soplo magnético

1.4.1 Interruptores en pequeño y gran volumen de aceite. Los interruptores en gran volumen de aceite y pequeño volumen de aceite tienen poco uso en la actualidad aún cuando existen algunos instalados en los sistemas eléctricos. Su forma de interrumpir es cuando al abrir el interruptor se crea un arco eléctrico entre el contacto fijo y el contacto móvil, es ahí entre dichos contactos que envía un chorro de aceite que sirve para interrumpir el arco eléctrico quedando libre de corriente la parte desconectada. 1.4.2 Interruptor neumático y en Hexafloruro de Azufre. Los interruptores neumáticos tienen ventajas de operación y capacidad de extinción sobre los interruptores de aceite de manera que los reemplazo durante un tiempo, pero tienen desventaja del alto costo de mantenimiento del equipo de productor de aire comprimido y también de las posibles fugas que conducen a operación incorrecta. Los interruptores en Hexafloruro de Azufre (SF6) es la tecnología en la que actualmente se usa en los sistemas de alta tensión ya que permiten una alta capacidad interruptiva y una rapidez de operación que disminuye el riesgo de transitorios de sobretensión. Por razones de costo estos interruptores se usan principalmente en sistemas de 115 kV y tensiones mayores. 1.4.3 Interruptores en vacío

En los tipos de interruptores anteriores, el arco eléctrico se extingue por la circulación de un chorro de aceite entre los contactos fijos y móvil (en el caso de los de aceite), por la inyección de un chorro de aire a alta presión (en el caso de los neumáticos) o por la circulación del gran SF6 para los interruptores en Hexafloruro de Azufre. Los interruptores en vacio no usan ningún principio de tecnología de circulación de un medio dieléctrico a través de los contactos, en estos interruptores, cuando se recibe la señal de operación se crea el vacío entre contactos y con esto se elimina la trayectoria del arco eléctrico. 1.4.4 Interruptor termomagnético (de aire con soplo magnético) Estos interruptores cuentan con un sistema magnético de respuesta rápida ante sobrecorrientes abruptas (cortocircuitos), y una protección térmica basada en un bimetal que desconecta ante sobrecorrientes de ocurrencia más lenta (sobrecargas). Se emplean para proteger cada circuito de la instalación, siendo su principal función resguardar a los conductores eléctricos ante sobrecorrientes que pueden producir peligrosas elevaciones de temperatura. También se les conoce como electromagnético y en sí tienen una doble función; desconectar con sobrecargas en la parte térmica y con corrientes de corto circuito en donde el arco se presenta en aire pero se genera un campo magnético que desvía el arco para debilitar y acelera la extinción de la corriente. Estos interruptores tienen muchas variantes y se usan principalmente en aplicaciones industriales. 1.4.5 Interruptor o protector diferencial El interruptor diferencial es un elemento destinado a la protección de las personas contra los contactos indirectos. Se instala en el tablero eléctrico después del interruptor automático del circuito que se desea proteger, generalmente circuitos de enchufes, o bien,


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se le puede instalar después del interruptor automático general de la instalación si es que se desea instalar solo un protector diferencial, si es así se debe verificar que la capacidad nominal (Amperes) del disyuntor general sea inferior o igual a la capacidad nominal (Amperes) del protector diferencial. El interruptor diferencial censa la corriente que circula por la fase y el neutro, que en condiciones normales debe ser igual. Si ocurre una falla de aislamiento en algún artefacto eléctrico, es decir, el conductor de fase queda en contacto con alguna parte metálica (conductora), y se origina una descarga a tierra, entonces la corriente que circulará por el neutro será menor a la que circula por la fase. Ante este desequilibrio el interruptor diferencial opera, desconectando el circuito. Estas protecciones se caracterizan por su sensibilidad (corriente de operación), es decir el nivel de corriente de fuga a partir del cual comienzan a operar, comúnmente este valor es de 30 miliamperes (0,003 A). Es muy importante recalcar que estas protecciones deben ser complementadas con un sistemas de puesta a tierra, pues de no ser así, el interruptor diferencial solo percibirá la fuga de corriente en el momento en que el usuario toque la carcaza energizada de algún artefacto, con lo que no se asegura que la persona no reciba una descarga eléctrica. El interruptor diferencial es un aparato cuya misión es desconectar una red de distribución eléctrica, cuando alguna de sus fases se pone a tierra, bien sea directamente o a través de humedades generalmente. El interruptor diferencial se activa al detectar una corriente de defecto Id, que sea superior a su umbral de sensibilidad Is. El interruptor diferencial, según se ve en la figura 1.2, consta de un transformador, cuyo primario esta formado por todas las fases de la red, incluido el neutro, que atraviesan un núcleo toroidal (T), y el arrollamiento secundario está formado por una pequeña bobina (S), el arrollamiento secundario (S) se conecta luego a un relé que actúa sobre el mecanismo de desconexión del interruptor (B). Todo ello se halla contenido en una caja aislante, con bornes de entrada y salida de red, y pueden ser: Monopolares, Bipolares, Tripolares y Tetrapolares, estos últimos para redes trifásicas con neutro distribuido En la figura 1.3, se ve el funcionamiento, con un ejemplo monofásico, muy fácil de entender. Así a la vista del dibujo, en el cual la primera figura representa la red en buen estado y la segunda con la fase S a tierra, tenemos:

Fig. 1.2 Funcionamiento y conexión del interruptor diferencial

Interruptor diferencial

Secundario Del

Transformador

Interruptor diferencial

Puesta a tierra


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• Red en buen estado: Is + It = Id = 0 A • Red con fase a tierra: Is + It = Id = 0,7 A

Donde Is es la corriente de la fase S It es la corriente de la fase T o a tierra. Id es la corriente resultante de defecto. En general, las protecciones son diseñadas para operar en dos formas distintas: como Protecciones Unitarias para detectar fallas en una zona de protección o como Protecciones Graduadas para detectar fallas en más de una zona de protección. Las Protecciones Unitarias se caracterizan por lo siguiente:

• Son totalmente selectivas porque sólo detectan fallas en su zona de protección.

• No pueden desempeñar funciones de protección de respaldo porque no son sensibles a fallas fuera de su zona de protección.

• Operan bajo el principio diferencial calculando la diferencia entre las corrientes que entran y salen de la zona protegida, ya que esta diferencia indica que hay una corriente que fluye por una falla dentro de esta zona.

Las Protecciones Graduadas se caracterizan por lo siguiente:

1. Son relativamente selectivas porque detectan fallas en más de una zona de protección.

2. Desempeñan funciones de protección de respaldo porque son sensibles a fallas en las zonas vecinas a su zona de protección.

3. Operan midiendo las corrientes, tensiones, impedancias, etc., cuya graduación establecer la graduación de su tiempo de actuación.

1.5 Protecciones contra sobrecorriente Se denomina cortocircuito a la unión de dos conductores o partes de un circuito eléctrico, con una diferencia de potencial o tensión entre si, sin ninguna impedancia eléctrica entre ellos. Este efecto, según la Ley de Ohm, al ser la impedancia cero, hace que la intensidad tienda a infinito, con lo cual peligra la integridad de conductores y máquinas debido al calor generado por dicha intensidad, debido al efecto Joule. En la práctica, la intensidad producida por un cortocircuito, siempre queda amortiguada por la resistencia de los propios conductores que, aunque muy pequeña, nunca es cero.

I = V / Z (si Z es cero, I = infinito) ec. (1)

Fig. 1.3 Ejemplo de funcionamiento del interruptor diferencial


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Según los reglamentos electrotécnicos, "en el origen de todo circuito deberá colocarse un dispositivo de protección, de acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en la instalación". No obstante se admite una protección general contra cortocircuitos para varios circuitos derivados. Los dispositivos mas empleados para la protección contra cortocircuitos son:

• Fusibles calibrados (también llamados cortacircuitos), o • Interruptores automáticos magnetotérmicos

1.5.1 Fusibles o cortacircuitos Los fusibles o cortacircuitos, según se ve en la figura 1.4, no son más que una sección de hilo más fino que los conductores normales, colocado en la entrada del circuito a proteger, para que al aumentar la corriente, debido a un cortocircuito, sea la parte que mas se caliente, y por tanto la primera en fundirse. Una vez interrumpida la corriente, el resto del circuito ya no sufre daño alguno. Antiguamente los fusibles eran finos hilos de cobre o plomo, colocados al aire, lo cual tenía el inconveniente de que al fundirse saltaban pequeñas partículas incandescentes, dando lugar a otras averías en el circuito. Actualmente la parte o elemento fusible suele ser un fino hilo de cobre o aleación de plata, o bien una lámina del mismo metal para fusibles de gran intensidad, colocados dentro de unos cartuchos cerámicos llenos de arena de cuarzo, con lo cual se evita la dispersión del material fundido; por tal motivo también se denominan cartuchos fusibles. Los cartuchos fusibles son protecciones desechables, cuando uno se funde se sustituye por otro en buen estado. Los cartuchos fusibles también pueden mejorarse aplicándole técnicas de enfriamiento o rapidez de fusión, para la mejor protección de los diferentes tipos de circuitos que puede haber en una instalación, por lo cual y dentro de una misma intensidad, atendiendo a la rapidez de fusión, los cartuchos fusibles se clasifican según la tabla 1.1. TABLA 1.1.- TIPOS DE CARTUCHOS

TIPO

SEGÚN NORMA UNE

OTRAS DENOMINACIONES

FUSIBLES RÁPIDOS gF gl, gI, F, FN, Instanfus

FUSIBLES LENTOS gT T, FT, Tardofus

FUSIBLES DE ACOMPAÑAMIENTO

aM

A, FA, Contanfus

Fig. 1.4 Fundamento del corto circuito o fusible

I


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Fusibles Si llamamos If a la intensidad a la cual ha de fundir un fusible, los tres tipos antes mencionados, se diferencian en la intensidad que ha de atravesarlos para que fundan en un segundo. Los fusibles lentos funden en un segundo para I = 5 If Los fusibles rápidos funden en un segundo para I = 2,5 If Los de acompañamiento funden en un segundo para I = 8 If Los fusibles de acompañamiento (aM) se fabrican especialmente para la protección de motores, debido a que soportan sin fundirse las puntas de intensidad que estos absorben en el arranque. Su nombre proviene de que han de ir acompañados de otros elementos de protección, como son generalmente los relés térmicos. Cada cartucho fusible tiene en realidad unas curvas de fusión, que pueden diferir algo de las definiciones anteriores, dadas por los fabricantes. En la figura 1.5, se muestran algunos tipos de cartuchos fusibles, así como curvas de fusión orientativas, de los tres tipos existentes.

Los fusibles lentos (gT) son los menos utilizados, empleándose para la protección de redes aéreas de distribución generalmente, debido a los cortocircuitos momentáneos que los árboles o el viento pueden hacer entre los conductores. Los fusibles rápidos (gF) se emplean para la protección de redes de distribución con cables aislados y para los circuitos de alumbrado generalmente. Los fusibles de acompañamiento (aM), como ya se ha dicho, son un tipo especial de cortacircuitos, diseñado para la protección de motores eléctricos. 2.5.2 Interruptores automáticos ó magnetotérmicos Estos dispositivos, conocidos abreviadamente por PIA (Pequeño Interruptor Automático), se emplean para la protección de los circuitos eléctricos, contra cortocircuitos y sobrecargas, en sustitución de los fusibles, ya que tienen la ventaja de que no hay que reponerlos; cuando se desconectan debido a una sobrecarga o un cortocircuito, se rearman de nuevo y siguen funcionando.

Figura 1.4 Tipos de cartuchos y curvas orientativas de fusión

Figura 1.5 Tipos de cartuchos y curvas orientativas de fusión


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Según el número de polos, se clasifican éstos en: unipolares, bipolares, tripolares y tetrapolares, estos últimos se utilizan para redes trifásicas con neutro. En la figura 1.5, se ve la parte correspondiente a una fase de uno de estos interruptores, dibujado en sección, para que se vean mejor sus principales órganos internos. Estos aparatos constan de un disparador o desconectador magnético, formado por una bobina, que actúa sobre un contacto móvil, cuando la intensidad que la atraviesa rebasa su valor nominal (In). Éste es el elemento que protege la instalación contra cortocircuitos, por ser muy rápido su funcionamiento, y cada vez que desconecta por este motivo debe de rearmarse (cerrar de nuevo el contacto superior), bien sea manual o eléctricamente. También poseen un desconectador térmico, formado por una lámina bimetálica, que se dobla al ser calentada por un exceso de intensidad, y aunque mas lentamente que el dispositivo anterior, desconecta el contacto inferior del dibujo. Esta es la protección contra sobrecargas y su velocidad de desconexión es inversamente proporcional a la sobrecarga. Cuando la desconexión es por efecto de una sobrecarga, debe de esperarse a que enfríe la bilámina y cierre su contacto, para que la corriente pase de nuevo a los circuitos protegidos. Los interruptores automáticos magnetotérmicos, se emplean mucho domésticamente y para instalaciones de Baja Tensión en general y suelen fabricarse para intensidades entre 5 y 125 amperios, de forma modular y calibración fija, sin posibilidad de regulación. Para intensidades mayores, en instalaciones industriales, de hasta 1.000 A o mas, suelen estar provistos de una regulación externa, al menos para el elemento magnético, de protección contra cortocircuitos como se muestra en la figura 1.6 1.5.3 Características de desconexión: Existen varios tipos de estos interruptores automáticos magnetotérmicos o PIA, definidos por sus características de desconexión tiempo-intensidad, en cuanto a la desconexión contra cortocircuitos se refiere (desconexión magnética), para una mejor protección de los distintos tipos de circuitos a proteger. Los tipos que hay actualmente en el mercado son muchos, atendiendo a diversas y variadas normas (EN, UNE, CEI, etc.), por lo cual los vamos a clasificar en dos columnas, en una ponemos los más antiguos, pero aun muy utilizados, y en la otra los mas

Contacto fijo Contacto móvil

Bobina de desconexión magnético.

Bimetal desconexión térmica.

Símbolos

Borne de conexión entrada

Borne de conexión entrada

Tiempo (s)

Curva de fusión, tipo C

Fig. 1.6. Interruptor magnético (PIA)

Rearme


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actuales, normalizados en la norma europea, y siendo In su intensidad nominal y para que desconecten en un tiempo máximo de 0,1 segundos son los referidos en la tabla 1.2. TABLA 1.2.- TIPOS Y CARACTERISTICAS DE LOS PIAs

MAS ANTIGUOS NORMALIZADOS EN 60.898 Y 60.947 LIMITES DE DESCONEXION

L ENTRE 2,4 Y 3,5 ln

U ENTRE 3,5 Y 8,0 ln

G ENTRE 7,0 Y 10 ln

B ENTRE 3 Y 5 ln

C ENTRE 5 Y 10 ln

D ENTRE 10 Y 20 ln

MA FIJO A 12 ln

Z ENTRE 2,4 Y 3,6 ln

ICP-M ENTRE 5 Y 8 ln

• Los tipos L y B se emplean para la protección de redes grandes de cables y

generadores. • Los tipos U y C se emplean para la protección de receptores en general y líneas

cortas. • El tipo G se emplea para la protección de los motores y transformadores en general. • El tipo D se emplea para la protección de cables y receptores con puntas de carga

muy elevadas. • El tipo MA es un diseño especial para la protección de motores. • El tipo Z es un diseño especial para la protección de circuitos electrónicos. • El tipo ICP-M (Interruptor de Control de Potencia con reenganche Manual), es un

diseño especial, para el control de potencia por las compañías distribuidoras. Aunque su función principal es de tarifación eléctrica, también se puede emplear como interruptor magnetotérmico de protección general.

Otra característica a tener en cuenta, cuando hemos de seleccionar un interruptor magnetotérmico, es su poder de corte en carga, que puede ser distinto dentro de un mismo tipo de curva de desconexión. Los valores de fabricación más normales de la intensidad máxima que pueden cortar, ante un cortocircuito, son: 1,5; 3; 4,5; 6; 10; 15; 20; y 25 kA. 1.5.4 Protección contra sobrecargas Se entiende 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 mas empleados para la protección contra sobrecargas son:

• Fusibles calibrados, tipo gT o gF (nunca aM) • Interruptores automáticos magnetotérmicos (PIA) • Relés térmicos


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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, cuya construcción, funcionamiento y utilización se verán en el capitulo siguiente. 1.6 Peligros de la corriente eléctrica Bajo los efectos de una corriente eléctrica, puede sobrevenir la muerte de una persona, por las causas siguientes:

• Paralización del corazón • Atrofia de los músculos del tórax (asfixia) • Carbonización de los tejidos • Electrólisis de la sangre (solamente en c.c.), etc

Aunque los cuerpos humanos reaccionan de diferente manera unos de otros y dependiendo de las condiciones del momento, podemos decir que la corriente eléctrica empieza a ser peligrosa, cuando atraviesan el cuerpo humano más de 25 mA, durante más de 0,2 segundos. Se ha comprobado que la resistencia del cuerpo humano, con piel sana y seca, depende de la tensión que se le aplique, pudiendo variar entre 2.500 y 100.000 Ohms. Esta resistencia también disminuye debido a la humedad, la transpiración, las heridas superficiales, al aumentar la masa muscular de las personas, si el contacto es inesperado, etc. También y por causas aun desconocidas se sabe que en las altas frecuencias la corriente eléctrica deja de ser peligrosa para el cuerpo humano (a partir de unos 7.000 Hz aproximadamente), y por tal motivo se emplea mucho en electromedicina. Debido a todo lo anteriormente expuesto, cuando se hacen cálculos sobre la seguridad contra electrocución, y con el fin de trabajar con un buen margen de seguridad, se considera que la resistencia del cuerpo humano es de 1.000 Ohms. Por eso los reglamentos electrotécnicos fijan como tensiones peligrosas, exigiendo la instalación de protecciones contra electrocución, las siguientes:

• 50 V, con relación a tierra, en locales secos y no conductores. • 24 V, con relación a tierra, en locales húmedos o mojados. • 15 V, en instalaciones para piscinas

1.6.1 Sistemas de protección de puesta a tierra Frente a los peligros de la corriente eléctrica, la seguridad de las personas, ha de estar fundamentada en que nunca puedan estar sometidas involuntariamente a una tensión peligrosa. Por tal motivo, para la protección contra electrocución deben de ponerse los medios necesarios para que esto nunca ocurra. La reglamentación actual clasifica las protecciones contra contactos indirectos, que pueden dar lugar a electrocución en dos clases: Clase A: Esta clase consiste en tomar medidas que eviten el riesgo en todo momento, de tocar partes en tensión, o susceptibles de estarlo, y las medidas a tomar son:

• Separación de circuitos • Empleo de pequeñas tensiones de seguridad (50, 24 o 15 V) • Separación entre partes con tensión y masas metálicas, por medio de aislamientos • Inaccesibilidad simultanea entre conductores y masas • Recubrimiento de las masas con elementos aislantes • Conexiones equipotenciales

Clase B: Este sistema que es el más empleado, tanto en instalaciones domésticas como industriales, consiste en la puesta a tierra de las masas, asociada a un dispositivo de corte automático (relé o controlador de aislamiento), que desconecte la instalación defectuosa.


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Por ello se emplean principalmente dos tipos de protecciones diferentes, a saber:

• Puesta a tierra de las masas • Relés de control de aislamiento, que a su vez pueden ser: • Interruptores diferenciales, para redes con neutro a tierra. • Relés de aislamiento, para redes con neutro aislado

1.6.2 Puesta a tierra de las masas metálicas de la instalación. Se denomina puesta a tierra a la unión eléctrica, entre todas las masas metálicas de una instalación y un electrodo, que suele ser generalmente una placa o una pica de cobre o hierro galvanizado (o un conjunto de ellos), enterrados en el suelo, con el fin de conseguir una perfecta unión eléctrica entre masas y tierra, con la menor resistencia eléctrica posible, como se ve en la figura 1.7. Con esto se consigue que en el conjunto de la instalación no puedan existir tensiones peligrosas entre masas y tierra. Con la puesta a tierra se trata que las corrientes de defecto a tierra (Id), tengan un camino más fácil, que el que tendría el cuerpo de una persona que tocara la carcasa metálica bajo tensión. Por tanto como la red de tierras ha de tener una resistencia mucho menor que la del cuerpo humano, la corriente de defecto circulará por la red de tierra, en vez de hacerlo por el cuerpo de la persona, tal como se aprecia en la figura 1.8.

Electrodos de tierra

Figura 1.6 Conexiones de puesta a tierra de las masas

Sin puesta tierra con puesta a tierra PELIGRO PROTECCION

Figura 1.8 Principios de la protección con puesta a tierra

Figura 1.7 Conexiones de puesta a tierra de las masas


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En las instalaciones industriales deben de realizarse tomas de tierra independiente para: las masas metálicas de los aparatos eléctricos, para la conexión de los neutros de los transformadores de potencia y para la conexión de los descargadores o pararrayos. En las instalaciones domésticas y de edificios en general se conectarán a la toma de tierra:

• Las instalaciones de pararrayos • Las instalaciones de antenas, tanto de TV como de FM • Los enchufes eléctricos y las masas metálicas de aseos, baños y cocinas • Las instalaciones ejecutadas con tubos metálicos de: fontanería, calefacción y gas,

así como calderas, depósitos, instalaciones de ascensores y montacargas, y en general todo elemento metálico que pueda entrar en contacto con un cable bajo tensión

• Las estructuras metálicas y las armaduras de columnas y muros de hormigón.

1.6.3 Tipo de toma de tierra Dependerá generalmente, de la resistencia del terreno y de las dificultades de instalación de uno u otro tipo, para conseguir una baja resistencia de contacto a tierra. El tipo más empleado tanto doméstica como industrialmente es el que se hace con picas hincadas verticalmente en el terreno, de 1,5 o 2 metros de longitud generalmente. Existen muchas tablas y fórmulas para calcular las tomas de tierra, según sea el tipo de terreno o el tipo de electrodo empleado, pero son métodos laboriosos y poco exactos, por lo cual lo que se suele hacer en la práctica es medir la resistencia de la toma de tierra una vez realizada, y si aun es grande se coloca una pica o varias mas y se mide de nuevo. Esta es mejor colocarlas separadas unas de otras, al menos 2 metros, para conseguir menor resistencia de contacto.


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CAPITULO 2 Coordinación de protecciones.

En el capitulo anterior, se enfocó en dar a conocer las protecciones en general, sus funciones y formas de operación, puesto que es lo interesante de este proyecto y el punto de partida para poder realizarse es por eso que ya al contar con esta información en este capitulo se enfoca a la coordinación de las protecciones de una red eléctrica, se ve cuales son las consideraciones para realizar la coordinación. En el diseño de sistemas industriales de alimentación frecuentemente se pasan por alto la selección y coordinación apropiada de los dispositivos. La coordinación adecuada de los dispositivos protectores evita daños al equipo, costosos tiempos muertos y daños personales, las fallas en los sistemas de distribución de energía eléctrica pueden causar pérdidas de potencia en máquinas, computadoras, laboratorios y muchos otros servicios, dando como resultado pérdidas de tiempo de producción. El estudio de coordinación de protecciones para una red eléctrica es empleado para:

• asegurar la operación durante condiciones normales de operación. • asegurar que el sistema se mantenga en equilibrio durante las sobre corrientes

normales de operación, como son; corrientes de magnetización en transformadores y corrientes de arranque en motores.

• asegurar la operación selectiva de los dispositivos de protección. • asegurar que únicamente salga de operación la parte del sistema en la cual ocurra

una falla y dejar el resto del sistema en operación.

Con lo anterior se asegura que la red de distribución tendrá la máxima continuidad de servicio eléctrico.

La planificación, el diseño y la operación de las redes eléctricas, requiere de estudios para evaluar su comportamiento, confiabilidad y seguridad. Estudios típicos que se realizan son: flujos de potencia, estabilidad, coordinación de protecciones, cálculo de cortocircuito, etc. Un buen diseño debe estar basado en un cuidadoso estudio en que se incluye la selección de tensión, adecuado tamaño del equipamiento y selección apropiada de protecciones. La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que represente al sistema de potencia, generalmente establecido en la etapa de proyecto. Los estudios de cortocircuito son típicos ejemplos de éstos, siendo esencial para la selección de equipos, y el ajuste de sus respectivas protecciones. La duración del cortocircuito es el tiempo en segundos o ciclos durante el cual, la corriente de cortocircuito circula por el sistema. El fuerte incremento de calor generado por tal magnitud de corriente, puede destruir o envejecer los aislantes del sistema eléctrico, por lo tanto, es de vital importancia reducir este tiempo al mínimo mediante el uso de las protecciones adecuadas. 2.1 Objetivo de la Coordinación de protecciones.

Se entiende que coordinación de protecciones corresponde al hecho de establecer selectividad temporal entre las protecciones de sobrecorriente que “ven” una misma falla. Dicho de modo gráfico, es conseguir que una falla sea despejada por la protección de sobrecorriente que está más próxima a ella en el sentido del flujo de la corriente y si es necesario aislar completamente al equipo de dicha falla. Para ilustrar a esta definición se recurrirá a un ejemplo de una red eléctrica, la cual está representada en la figura 2.1 en forma de un diagrama unifilar.


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La red representada en la figura es un ejemplo sencillo de un transformador AT/BT del que dependen dos circuitos derivados, uno múltiple de tres servicios de motor y otro simple con un solo. Aún con la simpleza del circuito, se puede ver que involucra 12 protecciones de sobrecorriente, 4 de corto circuito y sobrecarga combinados, 4 de corto circuito y 4 de sobrecarga. La coordinación de protecciones debe hacerse observando el flujo desde la acometida hasta los receptores. En este caso del siguiente modo: Camino I, II, V y 1 Camino I, II, III, VI y 2 Camino I, II, III, VII y 3 Camino I, II, IV, VIII y 4 Se ve que las protecciones I y II son comunes a toda la red porque corresponden a la protección primaria y secundaria del transformador. La III debe coordinarse con ellas y a su vez, con todas las del cofre múltiple de tres servicios. La IV con I y II, y a su vez, con las del cofre simple. 2.1.2 Condiciones mínimas para la selectividad Desde ahora debe desecharse el concepto erróneo de que siempre es posible establecer selectividad temporal de protecciones o que ésta depende exclusivamente de la regulación. Existen multitud de situaciones en las que es imposible establecer una selectividad temporal en todo el campo de las corrientes de falla calculadas o esperadas en la red. Ello es debido a que las curvas características Tiempo-Corriente de las distintas protecciones involucradas no son seudoparalelas por que obedecen a criterios distintos de diseño y/o de conservadurismo del diseñador o de la norma aplicada. Se debe tener mucho cuidado a la hora de admitir equipos de diversa procedencia, y a pedir información de detalles a los distintos fabricantes para comprobar que serán aplicables a nuestras redes y se coordinarán con los ya disponibles.

Figura 2.1 ejemplo de una red eléctrica minera

Acometida

II

III

I

VIII

V

VI

VII

1 1

2 3

IV


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En la figura 2.2 se muestra una característica Tiempo-Corriente de un interruptor de BT: y de un fusible con coordinación para rangos altos de corriente (curva 1), como corresponde a la correcta utilización del fusible y otro (curva 2) que corresponde a una situación indeseable, por que el fusible no sirve para nada, ya que es de curva lenta, y aunque pudiera ser adecuado para proteger motores, no lo es para la función específica asignada, ya que no se coordina con el interruptor situado arriba. Cuando ocurra un corto circuito (rango de corrientes altas) lo más probable que ocurra es que el tiempo de fusión del fusible será más largo que el de disparo del interruptor, entonces disparará éste y, aunque la falla será despejada y los equipos protegidos, la funcionalidad no será adecuada. . Los estudios de coordinación de los sistemas eléctricos de potencia consisten en un estudio sistemático y organizado de los Tiempo-Corriente de todos los dispositivos dispuestos en serie desde la fuente de energía a las cargas. Este estudio, es una comparación de los tiempos que toman los dispositivos individuales para operar cuando determinados niveles de corriente normal o anormal circulan a través de los dispositivos de protección. Debería realizarse un estudio preliminar de coordinación durante el planeamiento de un nuevo sistema. Este estudio puede indicar principalmente el tamaño de los transformadores de medida y de los cables de control. El estudio tentativo debiera ser confirmado por un estudio final antes que las características finales del equipo sean determinadas. Un estudio de coordinación o una revisión de un estudio previo debiera efectuarse cuando: • En una planta existente se agregan cargas • Cuando se reemplaza algún equipo importante. • Si los niveles de cortocircuito de la fuente cambian.

Figura 2.2 característica de tiempo corriente de un interruptor y un fusible

t (s)

1 10 10² I (A)

10ⁿ 10³ 10² 10 1 10 –¹ 10–²

2 Fusible lento

1 Fusible rápido


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El objetivo de un estudio de coordinación es para determinar las características, niveles y ajustes de los dispositivos de sobrecorriente principalmente, los cuales deberían actuar ante una perturbación o falla del sistema. El estudio de coordinación arroja datos para la selección de instrumentos, razones de transformación de transformadores de corriente, características y tipo de los relés de sobrecorriente, características de los fusibles, ajustes de niveles de baja tensión y de interruptores. 2.2 Consideraciones primarias. Para el proceso de una coordinación de protecciones se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones. 2.2.1 Corrientes de cortocircuito: Las corrientes de corto circuito que se originan por diversas causas en los sistemas eléctricos son alimentadas por elementos activos: generadores, motores, etc. y se limitan por elementos pasivos del sistema: impedir impedancias de conductores, motores transformadores, generadores, etc. 2.2.2 Intervalos y tiempos de coordinación: Cuando se dibujen las curvas de coordinación, determinados tiempos o intervalos deberán mantenerse entre las curvas de diferentes dispositivos en orden de obtener una adecuada secuencia de operación de los dispositivos. Estos intervalos son importantes sobre todo porque los fusibles y los interruptores en particular tienen tiempos de despeje de falla diferentes de los tiempos de fusión y por otro lado, los interruptores demoran en las operaciones. Cuando se coordine relés de sobrecorriente, el tiempo de intervalo es de 0.3 a .4 segundos. Este intervalo deberá considerarse entre curvas de relés a las corrientes máximas de falla de la red eléctrica de potencia. Este intervalo consiste de los siguientes componentes: • Tiempo de operación del interruptor ( 5 ciclos) ………. 0.08 s • Traslape de curvas ………………………………………. 0.10 s • Factor de seguridad ………………………………. 0.12 a 0.22 s Este margen puede ser disminuido en pruebas en terreno de relés y breaker verificando que permita la operación y coordinación adecuada de los dispositivos. El traslape de curvas de relés muy inversos y extremadamente inversos es menor que en los relés inversos. Cuando se utilizan relés de estado sólido los traslapes se eliminan. En sistemas que usen relés tipo disco de inducción, puede reducirse el tiempo de traslape empleando un relé de sobre corriente tipo instantáneo con una alta pendiente de una unidad instantánea conectada en el mismo circuito de potencia y control que la unidad de tiempo. Los tiempos de intervalo en sistemas altamente calibrados considerando unidades instantáneas es de 0.25 s. El mínimo tiempo es de 0.15 s. (Que es: 0.03 s. reset instantáneo + 0.05 s. retardo de operación de una unidad interruptor de vacío + 0.07 s. factor de seguridad). Cuando coordine relés con fusibles de impulsión, el traslape de relé y el tiempo de

operación del interruptor no debe considerarse para el fusible. Los márgenes de traslape cuando dibuje las curvas de los relés y de fusible, además de los márgenes de seguridad, considerar algún tiempo adicional cuando sea posible. La misma consideración en el caso de relé a relé. Sin embargo bajo 1 s. se puede considerar alguna reducción de los márgenes.

Cuando coordine dispositivos de acción directa con circuito breaker de baja tensión

tales como fusibles dispuestos en el lado de la fuente, en el mismo nivel de tensión, se recomienda un margen del 10 % de sobre corriente. Las gráficas publicadas de tiempo de fusión deberán ser corregidas por temperatura ambiente o precargarlas si el constructor del fusible suministra los datos necesarios para la corrección.


26

Sin embargo si el fusible es precargado al menos del 100 % de su corriente nominal y la temperatura ambiente es más baja que 50 0C, la corrección del tiempo mínimo de fusión, es usualmente menos que el 20 % del tiempo. Dado que la característica de las curvas tiempo-corriente de los fusibles son dibujadas con los márgenes gráficos (grueso de las líneas) normales, prácticamente no se requieren factores de corrección adicionales. Cuando un circuito breaker de baja tensión cuenta con un dispositivo de acción directa (magnético) es coordinado con relé operados con breaker, el tiempo de coordinación es usualmente de 0.4 s. Este intervalo puede ir en decremento a un tiempo más corto como se explico en el caso de coordinación de relé a relé. El margen de tiempo entre el tiempo total de aclaración de un fusible y la curva de corriente superior del relé no debiera ser menor de 0.1 s. Cuando se coordine CB cada uno equipado con dispositivos de acción directa, las curvas no pueden estar sobrepuestas. En general sólo un escalón se planifica como retardo entre las diferentes curvas características de los breaker. Transformadores Delta-Estrella : Cuando se aplica una protección por fusible en el lado

de alta tensión conectado en delta de un transformador en conexión delta-estrella, debe considerarse un incremento del 16 % en la magnitud de las corrientes en el fusible del lado delta.

2.2.3 Capacidad de corriente de un cable: La capacidad de corriente de un cable, es la máxima corriente que puede fluir a través de un conductor sin que se dañe el conductor o el aislamiento. Normalmente esta capacidad se encuentra en tablas. NEC - ANSI C1-1975. Esta capacidad es establecida para el hecho de que no hay más de tres conductores en un ducto y que la temperatura ambiental no es más de 30 0C o 86 0F. Si estas condiciones no se cumplen la capacidad debe afectarse por factores expresados por la Sección 310’15 de la NEC. En condiciones de coordinación, el cable debería soportar la corriente máxima de falla durante el tiempo en que la protección de respaldo de la protección primaria del cable demore en actuar. 2.2.4 Saturación de transformadores de corriente: El principal criterio para la selección de un transformador de corriente, es la razón de transformación. Un segundo criterio para esta selección, es determinar la máxima corriente de interrupción ante un corto circuito. Es necesario verificar que el transformador de corriente no se sature. Esto se realiza comprobando el punto de trabajo del TC efectuado en su gráfico. Los elementos de acción instantánea debieran trabajar bajo la zona de saturación del TC. 2.2.5 Como leer las curvas de tiempo-corriente: Es necesaria una comprensión básica de las curvas tiempo-corriente para un estudio de coordinación. En una gráfica de coordinación, el tiempo 0 s. es considerado como el tiempo en la cual se produce la falla o perturbación. Todos los otros tiempos se relacionan con esta base. Para un sistema tipo radial, todos los dispositivos entre la falla y la fuente son afectados por la misma corriente hasta que se interrumpe el circuito. Una gráfica de coordinación considera que la región abajo y la izquierda de la curva es un área de no operación. Las curvas son una familia de pares (Corriente y tiempo) los cuales indican cual es el período que requiere un dispositivo para actuar para un determinado valor de corriente. Las curvas de relés son normalmente representadas por una línea simple. Los CB se representan por zonas de operación. La banda representa el máximo y mínimo tiempo para el cual se espera la operación del dispositivo. La región sobre y la derecha de la curva o banda, representa el área de operación. En la figura 2.3 se muestra la curva de disparo de un fusible para tiempos cortos largos e instantáneos.


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I (kA)

FIG. 2.3 curvas de disparo

2.2.6 Curvas ANSI para transformadores Para poder representar en la grafica las curvas ANSI de los transformadores debemos de obtener los ajustes del interruptor y la capacidad de los fusibles de la tabla 2.1 que muestra la protección de transformadores y la de las categorías de transformadores mostradas en la tabla 2.2 TABLA 2.1 PROTECCION DE TRANSFORMADORES TABLA 2.2.- CATEGORIA DE TRANSFORMADORES De acuerdo a la categoría de cada transformador mostrada en la tabla 2.2 se puede representar la curva ANSI para cada uno de ellos como se muestra en la fig. 2.4 FIG. 2.4 representación de las curvas ANSI para las diferentes categorías de los transformadores.

P R I M A R I O S E C U N D A R I O

MAS DE 600 V MAS DE 600 V 600 V ó menos

Impedancia de

transformador

(Z%)

Ajuste del

interruptor

% Ipc

Capacidad

del fusible

% Ipc

Ajuste del

interruptor

% Ipc

Capacidad

del fusible

% Ipc

Interruptor

o fusible

% Ipc

Z% < 6 600 300 300 250 125

6<Z%<10 400 300 250 225 125

KVA Nominales del TRANSFORMADOR CATEGORIA MONOFASICOS TRIFASICOS

I 5 - 500 15 - 500

II 501 - 1667 501 - 5000

III 1668 - 10,000 5001 - 30,000

IV Más de 10,000 Más de 30,000

t (seg)

I (amp)

12

3

44

1

t (seg)

I (amp)

CategoríaI

CategoríasII III IV


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En la tabla siguiente se muestran las ecuaciones para poder obtener los puntos ANSI para las diferentes categorías de los transformadores, especificando el rango de tiempo-corriente de cada uno de los puntos de las categorías. TABLA 2.3 ECUACIONES PARA PUNTOS ANSI Por consiguiente se pueden obtener la corriente inrush o corriente de magnetización con la tabla 2.4 que nos muestra una relación entre la potencia del transformador y de acuerdo a este dato el múltiplo de la corriente nominal para la corriente de magnetización. TABLA 2.4. OBTENCION DE LA CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN.

Corriente de magnetización. Potencia del transformador No. de veces la corriente nominal

menos de 1500 kVA 8

entre 1500 y 3750 kVA 10

mas de 3750 kVA 12

TIEMPO = 0.1 segundos

Una parte importante que se debe de contemplar al coordinar protecciones también es el tipo de carga que existe en la red, puesto que si son cargas estáticas como es el caso de alumbrado no incide o no aporta corriente de corto circuito pero si es una carga del tipo industrial se debe de tomar en cuenta los motores conectados a la red puesto que si aportan corriente de corto circuito. En la figura 2.5 se muestran las curvas de arranque de motores.

FIG. 2.5 Curva de arranque de motores

Puntos de la curva ANSI Punto Categoría Tiempo (seg) Corriente (amp)

1 I

II

III, IV

1250 Zt2

2

2

Ipc / Zt

Ipc / Zt

Ipc / (Zt+Zs)

2 II

III, IV

4.08

8

0.7 Ipc / Zt

0.5 Ipc / (Zt+Zs)

3 II

III, IV

2,551 Zt2

5,000 (Zt+Zs)2

0.7 Ipc / Zt

0.5 Ipc / (Zt+Zs)

4 I, II, III, IV 50 5 Ipc


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2.3 Planificación inicial: Hay cuatro pasos para resolver un estudio de coordinación. El primer requisito es disponer de un diagrama unifilar del sistema o de la parte del sistema que se coordinará. Este diagrama unifilar deberá tener la siguiente información: Paso1:

Determinar: • Potencia aparente y niveles de tensión así como las impedancias y conexiones

de cada uno de los transformadores. • Condiciones normales y de emergencia del sistema en análisis. • Información de placa y reactancia de todos los motores y generadores de

importancia, así como las reactancias transigentes de motores, generadores y reactancias sincrónicas de generadores.

• Tamaño de conductores, tipos y configuraciones de los mismos. • Razones de transformación de transformadores de corriente. • Relés, dispositivos de acción directa y dimensiones de los fusibles curvas

características y rangos de ajuste. Una vez que se cuente con el diagrama unifilar de la red eléctrica a la cual se le desea coordinar las protecciones con la información necesaria se sustituirán todos los equipos eléctricos con que cuenta por un diagrama de sus impedancias y reactancias. Paso 2: Realizar un estudio de cortocircuito. Para el primer ciclo y condiciones de interrupción. Este estudio incluirá la máxima y mínima corriente esperada en todas las fuentes y cargas. Para hacer más dinámico el procedimiento de la coordinación se puede utilizar un hardware o un programa en el cual se simulen las corrientes de corto circuito. Paso 3: Este requerimiento es disponer de todas las características tiempo-corriente de TODOS los dispositivos bajo consideración. Paso 4: Este paso necesita especificar cada una de las cargas de cada circuito considerado. 2.3.1 Diagrama unifilar Los diagramas unifilares representan todas las partes que componen a un instalación eléctrica de modo gráfico, completo, tomando en cuenta las conexiones que hay entre ellos, para lograr así la forma una visualización completa del sistema de la forma más sencilla. Ya que un sistema trifásico balanceado siempre se resuelve como un circuito equivalente monofásico, o por fase, compuesto de una de las tres líneas y un neutro de retorno, es rara vez necesario mostrar más de una fase y el neutro de retorno cuando se dibuja un diagrama del circuito. Muchas veces el diagrama se simplifica aún más al omitir el neutro del circuito e indicar las partes que lo componen mediante símbolos estándar en lugar de sus circuitos equivalentes. No se muestran los parámetros del circuito, y las líneas de transmisión se representan por una sola línea entre dos terminales. A este diagrama simplificado de un sistema eléctrico se te llama diagrama unifilar o de una línea. Éste indica, por una sola línea y por símbolos estándar, cómo se conectan los cables con los aparatos asociados de una red eléctrica. El propósito de un diagrama unifilar es el de suministrar en forma concisa información significativa acerca del sistema. La importancia de las diferentes partes de un sistema varía con el problema, y la cantidad de información que se incluye en el diagrama depende del


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propósito para el que se realiza. Por ejemplo, la localización de los interruptores y relevadores no es importante para un estudio de cargas. Los interruptores y relevadores no se mostrarían en el diagrama si su función primaria fuera la de proveer información para tal estudio. Por otro lado, la determinación de la estabilidad de un sistema bajo condiciones transitorias resultantes de una falla depende de la velocidad con la que los relevadores e interruptores operan para aislar la parte del sistema que ha fallado. Por lo tanto, la información relacionada con los interruptores puede ser de extrema importancia. Algunas veces, los diagramas unifilares incluyen información acerca de los transformadores de corriente y de potencia que conectan los relevadores al sistema o que son instalados para medición. 2.3.2 Símbolos estándar para los diagramas eléctricos. Es importante conocer la localización de los puntos en que el sistema se aterriza, con el fin de calcular la corriente que fluye cuando ocurre una falla asimétrica que involucro la tierra El símbolo estándar para designar a una conexión Y trifásica con el neutro sólidamente conectado a tierra. Si una resistencia o reactancia se inserta entre el neutro de la Y y la tierra, para limitar el flujo de corriente a tierra durante la falla, se le pueden adicionar al símbolo estándar de la Y aterrizada los apropiados para la resistencia o la inductancia. La mayoría de los neutros de transformadores de los sistemas de transmisión están sólidamente aterrizados. Por lo general, los neutros de los generadores se aterrizan a través de resistencias razonablemente elevadas y algunas veces a través de bobinas.

Figura 2.6 Símbolos estándar para los diagramas unifilares.

MAQUINA O ARMADURA ROTATORIA (BASICO) TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE DOS DEVANADOS TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE TRES DEVANADOS FUSIBLE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

INTERRUPTOR DE POTENICIA DE ACEITE U OTRO LIQUIDO INTERRUPTOR DE AIRE CONEXIÓN DELTA TRIFASICA O DE TRES CONDUSTORES Y TRIFASICA, NEUTRO NO ATERRIZADO Y TRIFASICO, NEUTRO NO ATERRIZADO

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL AMPERMETRO Y VOLTMETRO


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Esta nomenclatura y simbología se tomaron de las normas internacionales CEI (Comisión Electrotécnica Internacional), la norma americana ANSI. Y las normas mexicanas CCONNIE (Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Industria Eléctrica), en la cual especifican como se deben de emplear para realizar un diagrama unifilar.

Figura 2.7 símbolos eléctricos para los diagramas unifilares.

RESISTENCIA REACTOR CORTA CIRCUITO DEVANADO TRANSFORMADOR MOTOR, GENERADOR (DEPENDE DE LA LETRA) LAMPARA INCANDESCENTE LAMPARA DE ARCO CAPACITOR CHISPERO PARARAYOS INTERRUPTOR DE ACEITE (DOS POLOS) LAMPARA DE TECHO PORTALAMPARA DE TECHO TOMA PARA VENTILADO EN EL TECHO INTERRUPTOR DE CADENILLA CORDON COLGANTE

ARBOTANTE TOMA PARA VENTILACION EN LA PARED PORTALAMPARA EN LA PARED TOMA DE CORRIENTE SENCILLO TOMA DE CORRIENTE DOBLE CAJA DE CONEXIÓN TOMAS ESPECIALES SEGÚN SE DESCRIBE EN LAS ESPECIFICACIONES LUZ PARA SALIDA DE EMERGENCIA TOMA DE CORRIENTE EN EL PISO MOTOR CONTROL DE MOTOR TABLERO DE LUZ TABLERO DE FUERZA

TABLERO DE CALEFACCION CAJA PARA METER LOS ALAMBRES CAJA PARA SOPORTE DE LOS CABLES CONTADOR ELECTRICO TRANSFORMADOR ZUMBADOR TIMBRE RELOJ ELECTRICO INTERRUPTOR DE UN POLO INTERRUPTOR DE DOS POLOS INTERRUPTOR DE TRES VIAS INTERRUPTOR DE CUATRO VIAS INTERRUPTOR CON LLAVE RAMAL OCULTO EN ELTECHO RAMAL DESCUBIERTO RAMAL OCULTO BAJO EL PISO COLOCADO SOBRE LA LINEA DE UN RAMAL INDICO DOS ALAMBRES TRES ALAMBRES


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Carga A

2.3.3 Ejemplo de un Diagrama Unifilar de una red eléctrica El diagrama unifilar de la figura 2.8 es de un sistema de potencia sencillo. Dos generadores uno aterrizado a través de una reactancia y el otro a través de una resistencia están conectados a una barra y por medio de un transformador de elevación de tensión, a una línea de transmisión. El otro generador aterrizado a través de una reactancia se conecta a una barra y por medio de un transformador, al extremo opuesto de la línea de transmisión. Una carga está conectada en cada barra. Es común dar información sobre el diagrama que esté relacionada con las cargas, los valores nominales de los generadores y transformadores y con las reactancias de los diferentes componentes del circuito.

2.3.4 Diagrama de impedancias y reactancias. El diagrama unifilar se usa para dibujar el circuito equivalente monofásico o por fase del sistema, con el fin de evaluar el comportamiento de éste bajo condiciones de carga o durante la ocurrencia de una falta. En la siguiente figura se combina los circuitos equivalentes de los diferentes componentes que se muestran en la figura anterior para formar el diagrama de impedancias monofásico del sistema. Si se realiza un estudio de cargas, las cargas en atraso A y B se representan por una resistencia y una reactancia inductiva en serie. El diagrama de impedancias no incluye las impedancias limitadoras de corriente, mostradas en el diagrama unifilar entre los neutros de los generadores y la tierra, porque no fluye corriente a tierra en condiciones balanceadas y los neutros de los generadores están al mismo potencial que el del sistema. Debido a que la corriente de magnetización de un transformador es, por lo general, insignificante con respecto a la corriente de plena carga, el circuito equivalente del transformador omite con frecuencia la rama de admitancia en paralelo. Cuando se hacen cálculos de fallas, aun usando programas computacionales, es común no considerar la resistencia. Por supuesto, esta omisión introduce algún error, pero los resultados pueden ser satisfactorios ya que la reactancia inductiva de un esquema es mucho mayor que su resistencia. La resistencia y la reactancia inductiva no se suman directamente, y la impedancia no es muy diferente de la reactancia inductiva si la resistencia es pequeña. Las cargas que no involucran maquinaria rotatoria tienen un efecto pequeño en la corriente de línea total durante una falla y generalmente se omiten. Sin embargo, las cargas con motores sincrónicos siempre se toman en cuenta al hacer cálculos de fallas ya que sus fem generadas contribuyen a la corriente de corto circuito. Si el diagrama se va a usar para determinar la corriente inmediatamente después de que una falla ha ocurrido, se deben tener en cuenta los motores de inducción como si fueran fem generadas en serie con una reactancia inductiva. Los motores de inducción se ignoran cuando se desea calcular la corriente unos pocos cielos después de ocurrida la falla, ya que su contribución decae muy rápidamente al cortocircuitarse el motor

Figura 2.8 Ejemplo de un diagrama unifilar de una red eléctrica.

Carga B


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El diagrama de impedancias se reduce al diagrama de reactancias por fase de la Figura anterior, si se decide simplificar el cálculo de la corriente le falla omitiendo todas las cargas estáticas, todas las resistencias, la rama de admitancia en paralelo de cada transformador y la capacitancia de las líneas de transmisión como se muestra en la fig. 2.9. A los diagramas de impedancia y de reactancia monofásicos se les llama diagramas monofásicos de secuencia positiva, ya que muestran las impedancias para corrientes balanceadas en una fase de un sistema trifásico simétrico.

2.3.5 Diagrama unifilar para la coordinación de protecciones

Es necesario hacer un estudio de coordinación para determinar las características y ajustes de los dispositivos protectores. El estudio debe indicar cual es la mejor combinación de protección, teniéndose así la seguridad de que la carga mas baja se interrumpirá en el menor tiempo posible mientras se elimina cualquier falla en el sistema. Para localizar la perturbación estos dispositivos deben tener más operación, selectitud. Por ejemplo el dispositivo más cercano de la falla en el lado de la fuente de potencia debe operar primero si este dispositivo no funciona el siguiente en la coordenada en la fuente de potencia debe actuar y abrir el circuito.

Debido a que un sistema de protección contra sobrecorriente se compone de una gran variedad de dispositivos individuales, tales como interruptores de acción directa, relevadores, fusibles, para hacer el estudio de coordinación de la red eléctrica se hace necesario conocer la siguiente información. El diagrama unifilar del sistema eléctrico a levantar debe contener

• La ubicación y función de cada uno de los dispositivos protectores instalados en la red: relevadores, interruptores de acción directa, fusibles y otros.

Generadores carga Transformador T1 línea de transmisión Transformador T2 Carga Generador 1 y2 A B 3

Figura 2.10 Diagrama de reactancia

Barra neutral

E 1 E 3 E 2

E1 E 3

Figura 2.9 diagrama de reactancias e impedancias


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• La clasificación de corriente nominal, límites de ajuste, modelo y número de catálogo

del fabricante, de todos los dispositivos protectores. • La potencia aparente, las tensiones nominales, la impedancia y las conexiones de los

circuitos primarios y secundarios de todos los transformadores. • El tipo, fabricante y relación de transformación de todos los transformadores que

energizan a cada uno de los relevadores. • Las capacidades nominales, y reactancias subtransitorias indicadas en la placa de

identificación de todos los motores y generadores. Las reactancias transitorias de los generadores y motores síncronos, así como la reactancia síncrona de todos los generadores.

• Las fuentes de corriente de corto circuito como transformadores, cables, interruptores, fusibles reactores y otros más.

• Las condiciones de conexión nominal y de emergencia. • Los ajustes de tiempo y corriente de relevadores ajustables existentes e interruptores

de acción directa si es necesario.

También debe de contener un diagrama de impedancia que muestre lo siguiente:

• La alimentación y la impedancia ò kVA disponibles de la compañía suministradora. • Impedancia de la capacidad generada localmente • Impedancia de la barra conductora • Impedancia del transformador o generador de ambos • Impedancia de los cables • Tensión del sistema • Esquema de conexión a tierra (conexión a tierra con resistencia, conexión directa a

tierra o sin conexión a tierra.) 2.4 Corriente de corto circuito En el diseño de las instalaciones eléctricas, se deben considerar no sólo las corrientes nominales de servicio, sino también las sobrecorrientes debidas a las sobrecargas y a los cortocircuitos. El cortocircuito se define como una conexión de relativamente baja resistencia o impedancia, entre dos o más puntos de un circuito que están normalmente a tensiones diferentes. Las corrientes de cortocircuitos se caracterizan por un incremento prácticamente instantáneo y varias veces superior a la corriente nominal, en contraste con las de una sobrecarga que se caracteriza por un incremento mantenido en un intervalo de tiempo y algo mayor a la corriente nominal. 2.4.1 Estudio de corto circuito El estudio de corto circuito para un sistema eléctrico de distribución es empleado para:

• verificación de capacidades interruptivas. • comprobar que los equipos destinados a interrumpir las corrientes de corto

circuito, tengan la capacidad adecuada para soportar dichas corrientes. • selección de rangos y ajustes de los dispositivos de protección.

Los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito son:

• La corriente en los diferentes componentes del sistema. • Las tensiones después de la falla en todas las barras del sistema eléctrico.

En el cálculo de cortocircuito es conveniente efectuar las siguientes aproximaciones:

• El generador se modela por una fuente de tensión de valor 1.0 en p.u, en serie con

su impedancia. • Todos los cálculos se realizan en por unidad.


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• Las cargas se representan por su impedancia equivalente, independiente de la

tensión. • El sistema eléctrico se analiza como si estuviera en régimen estable.

El Estudio de Corto Circuito consiste en obtener la impedancia total en un punto de un Sistema Eléctrico en donde se simulará una pérdida de aislamiento en alguno de los alimentadores. Este valor de impedancia permitirá conocer la magnitud de la corriente cuando se presenta cualquiera de las siguientes fallas:

• corto circuito trifásico • corto circuito línea a línea • corto circuito línea a tierra • corto circuito doble línea a tierra

2.4.2 Justificación El Estudio de Corto Circuito tiene un impacto directo sobre la Seguridad Eléctrica y la Producción continua en la planta. Una combinación de nivel de Corto Circuito elevado y una m ala selección de las capacidades interruptivas de los equipos, puede desatar una explosión y conato de incendio en caso de que se llegase a presentar una perdida de aislamiento en el Sistema Eléctrico. De acuerdo a la Ley sobre Instalaciones, Suministro y Uso de la Energía Eléctrica (NOM-001-SEDE-1999) en el art. 110-9, 110-10. “Todos los equipos destinados a interrumpir corrientes de falla deben tener una capacidad interruptiva nominal suficiente para la tensión nominal del sistema y la corriente disponible en sus terminales de entrada...”. A demás es requisito indispensable tener este Estudio actualizado en las auditorias de la certificación ISO 14000. 2.4.3 Origen y consecuencia de los cortocircuitos Las fuentes que aportan al cortocircuito y se denominan elementos activos, y son esencialmente las máquinas eléctricas rotativas Los elementos activos que consideraremos en este tema son:

• Red de suministro de energía eléctrica de la distribuidora. • Máquinas eléctricas síncronas (generadores y motores). • Máquinas eléctricas asíncronas (motores).

Los cortocircuitos tienen distintos orígenes:

a) Por deterioro o perforación del aislamiento: debido a calentamientos excesivos prolongados, ambiente corrosivo o envejecimiento natural.

b) Por problemas mecánicos: rotura de conductores o aisladores por objetos extraños o

animales, ramas de árboles en líneas aéreas e impactos en cables subterráneos.

c) Por sobretensiones debido a descargas atmosféricas, maniobras o a defectos.

d) Por factores humanos: falsas maniobras, sustitución inadecuada de materiales etc.

e) Otras causas: vandalismo, incendios, inundaciones, etc. Las consecuencias de los cortocircuitos son variables dependiendo de la naturaleza y duración de los defectos, el punto de la instalación afectado y la magnitud de las corrientes. En general podemos considerar algunos de los siguientes efectos: En el punto de defecto: la presencia de arcos con deterioro de los aislantes, fusión de los conductores, principio de incendio y riesgo para las personas.


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Para el circuito o equipo defectuoso:

• Esfuerzos electrodinámicos, con deformación de los juegos de barras, deslambramiento de los cables, rotura de aisladores, averías en bobinados de transformadores o máquinas eléctricas rotativas.

• Esfuerzo térmicos, con sobrecalentamientos con riesgo de deterioros de los aislantes.

Para el resto de la instalación: Disminución de la tensión durante el tiempo de eliminación del defecto (en BT 10 a 100 ms), puesta fuera de servicio de una parte de la instalación, perturbaciones en los circuitos de control y comunicaciones. Los cortocircuitos presentan fundamentalmente efectos térmicos y electrodinámicos. 2.4.4 Requerimientos para el estudio de corto circuito Para elaborar el Estudio de Corto Circuito será necesario tener actualizado el diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico con los siguientes datos: 1. Calibre de cables. 2. Longitudes de cables. 3. Datos de transformadores. 4. Datos de Motores 5. Contribución de Corto Circuito de CFE. 6. Tipo de canalizaciones. 2.4.5 Tipos de cortos circuitos Un cortocircuito se manifiesta por la disminución repentina de la impedancia de un circuito determinado, lo que produce un aumento de la corriente. En sistemas eléctricos trifásicos se pueden producir distintos tipos de fallas, las cuales son: FIG. 2.11.- Distorsión de la curva de la corriente en un corto circuito. Cada una de estas fallas genera una corriente de amplitud definida y características específicas. La razón de llamarse fallas asimétricas es debido a que las corrientes post-falla son diferentes en magnitudes y no están desfasadas en 120 grados. En el estudio de éstas corrientes, se utiliza generalmente el método de componentes simétricas, el cual constituye una importante herramienta para analizar sistemas desequilibrados.

Falla simétrica trifásica Asimétrica monofásica a tierra Bifásica a tierra Bifásica

1

2 1 CORRIENTE NOMINAL 2 CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO


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En sistemas de distribución, para los efectos de evaluar las máximas corrientes de fallas, sólo se calculan las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico Las fallas monofásicas a tierra pueden generar corrientes de falla cuya magnitud pueden superar a la corriente de falla trifásica. Sin embargo, esto es más frecuente que ocurra en sistemas de transmisión o de distribución en media tensión, sobre todo cuando la falla se ubica cerca de la subestación. Es poco frecuente que la corriente de falla monofásica supere en amplitud la corriente generada por una falla trifásica. La magnitud de la falla monofásica puede superar a la generada por una falla trifásica en el mismo punto, en el caso de que la falla no involucre la malla de tierra TABLA 2.5. PORCENTAJES PROMEDIOS DE OCURRENCIA DE CADA TIPO DE CORTOCIRUCITO EN UNA RED O INSTALCIONE ELECTRICA.

2.4.6 Métodos para el cálculo de corto circuito Existen diferentes métodos para hallar el valor de las corrientes de cortocircuito en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo algunos el método de reducción de mallas, el método de contribución y el método de componentes simétricas. Método de matrices de impedancias La matriz de impedancias de barra (Zbarra) es importante y muy útil para efectuar cálculos de fallas. Existen diversos métodos rápidos para desarrollar Zbarra a partir de una lista de elementos de impedancia. El método que se describe en esta sección es a través de la inversión de la matriz de admitancias de barra (Ybarra) debido a su gran sencillez y exactitud. Las matrices Zbarra y Ybarra son simétricas respecto a la diagonal principal y están relacionadas por [Zbarra]= [Ybarra]-1. Los elementos de Zbarra en la diagonal principal se llaman “impedancias propias de los nodos” y los elementos fuera de la diagonal se conocen como “impedancias mutuas de los nodos”. Para hallar la matriz Zbarra se invierte la matriz Ybarra por cualquier método (tal como Gauss - Jordan). Para conseguir la matriz de admitancia de barra se deben seguir los siguientes pasos:

1. Se construye un diagrama de admitancias del sistema a partir del diagrama de impedancias (invirtiendo una a una cada impedancia).

2. Los nodos o puntos de interés (puntos de falla) se consideran como “barras” del sistema.

3. Cada valor de la diagonal de la matriz de admitancia es la suma de las admitancias

unidas a la barra respectiva y cada elemento (i,j) fuera de la diagonal es igual al negativo (multiplicada por -1) de la admitancia que une a las dos barras i y j.

Para una falla trifásica en la barra k, con un voltaje de prefalla igual a Vf, la corriente de cortocircuito es Icc = Vf / Zkk , donde Zkk es el elemento (k,k) de la matriz Zbarra . Si se desprecian las corrientes de prefalla, los voltajes de prefalla en todas las barras son iguales, por lo que la tensión en la barra m en el momento de un cortocircuito en la barra k es Vm = Vf (1-Zmk/Zkk). La corriente total de cortocircuito entre las dos barra n y m es Inm=(Vn-Vm)/znm , donde znm es la impedancia del elemento entre las barras n y m.

TIPO DE CORTO CIRCUITO INCIDENCIA (%) MONOFASICOS 80 %

BIFASICOS 15 % TRIFASICOS 5%


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Método de componentes simétricos Este método se usa para estudiar fallas asimétricas en los sistemas de potencia, tales como cortocircuitos, conductores abiertos y fallas a través de impedancias. Este método se basa en un trabajo publicado por C.L. Fortescue, donde se demuestra que un sistema trifásico desequilibrado se puede descomponer en un sistema trifásico de vectores equilibrados llamados “componentes simétricos” de los valores originales. Los conjuntos equilibrados son:

1. Componentes de secuencia positiva, formados por tres vectores de igual módulo, con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fases de los vectores originales.

2. Componentes de secuencia negativa, formados por tres vectores de igual módulo, con diferencias de fase de 120° y con la secuencia de fases opuestas a la de los vectores originales

3. Componentes de secuencia cero, formados por tres vectores de igual módulo y con una diferencia de fase nula.

La caída de tensión que se origina en una parte de la red por la corriente de una secuencia determinada depende de la impedancia de tal parte del circuito para la corriente de dicha secuencia. Las impedancias de un circuito o un elemento a las corrientes de distintas secuencias se suelen llamar impedancias de secuencia positiva, impedancia de secuencia negativa e impedancia de secuencia cero. Las corrientes de cualquier secuencia pueden considerarse como circulando en una red independiente formada por solamente por las impedancias a la corriente de tal secuencia, por lo tanto el análisis de una falla asimétrica en un sistema simétrico consiste en la determinación de los componentes simétricos de las corrientes desequilibradas que circulan.

La red de secuencia cero de líneas y cables se representan tal cual como su equivalente de secuencia positiva, pero cambiando los valores de la impedancia de secuencia cero. La red de secuencia negativa es igual a la de secuencia positiva. Las redes de secuencia positiva y negativa de las cargas son iguales, sin embargo, la forma de la red de secuencia cero depende de la forma de conexión de la impedancia entre neutro y tierra. En estudios de corrientes de cortocircuito generalmente se desprecia la influencia de las cargas pasivas. La red de secuencia negativa de transformadores es igual a la de secuencia positiva, pero las diversas combinaciones posibles de los devanados primario y secundario en estrella y delta varían la red de secuencia cero. Cálculo de corrientes de cortocircuito asimétricas utilizando el método de componentes simétricos Luego de determinadas las redes de secuencia del circuito, estas se interconectan para representar los diferentes tipos de falla. Ya que se supone linealidad en las redes de secuencia, cada una de las redes puede reemplazarse por su equivalente de Thévenin, entre la barra de referencia y el punto de falla. La tensión del generador único del circuito equivalente para la red de secuencia positiva es Vf (tensión prefalla) respecto al neutro en el punto de aplicación de la falla. La impedancia Z1 del circuito equivalente es la impedancia medida entre el punto P y la barra de referencia de la red de secuencia positiva con todas las f.e.m. internas en cortocircuito. Como no circulan corrientes de secuencia negativa o cero antes de la ocurrencia de la falla, no aparece f.e.m. en los circuitos equivalentes de las redes de secuencia negativa o cero. Las impedancias Z2 y Z0 se miden entre el punto P y la barra de referencia en sus redes respectivas.

- Falla simple línea a tierra (fase a tierra):


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3 Vf Ia = ———— , Ib = Ic = 0 (2.1) Z1+Z2+Z0 - Falla línea a línea (entre las fases b y c): Vf Ib = -Ic = ———— , Ia = 0. Si Z1=Z2, entonces Ib = 0.866 Icc3ø (2.2) Z1+Z2 - Falla doble línea a tierra (entre las fases b, c y tierra): Vf Ib = -Ic = —————————, Ia = 0. (2.3) Z1 + Z2Z0 / (Z2+Z0) Donde: Ia,Ib, Ic = Corrientes de cortocircuito en las fases a, b y c. Vf = Tensión de prefalla entre fase y neutro Icc3ø = Corriente de cortocircuito trifásica Z1, Z2, Z0 = Impedancias equivalentes de secuencia positiva, negativa y cero.

El método de la matriz de impedancias de barra para hallar corrientes de cortocircuito trifásicas se puede ampliar fácilmente a fallas asimétricas teniendo en cuenta que las redes de secuencia negativa y cero pueden representarse por redes equivalentes de igual manera como se hizo con las redes de secuencia positiva. El método es útil para hallar las impedancias equivalentes Z1, Z2 y Z0, representadas por las impedancias de la diagonal de la matriz Zbarra. Así, con la matriz de impedancias de barra para cada red de secuencia todas las características de las soluciones con un computador digital para fallas simétricas trifásicas pueden extenderse a fallas asimétricas.


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CAPITULO 3 Procedimiento y análisis de resultados

En la actualidad, se puede realizar todo el proceso de coordinación de protecciones a base de programas digitales, desarrollados en la mayoría de los casos para computadoras personales o para estaciones de trabajo; estos programas simplifican considerablemente el trabajo de coordinación de protecciones entre los dispositivos de protección, dando una gran rapidez a los cálculos por efectuar, y por lo mismo, capacidad de análisis de una mayor diversidad de casos. Existe desde luego, la situación de que no siempre se dispone de una computadora o de los programas para estos cálculos, y en cualquier caso, estos están basados en los métodos tradicionales de calculo, por lo que es necesario estudiar los fundamentos de la coordinación de protecciones, ya que constituyen la base teórica y práctica de solución de la mayoría de estos problemas, en donde el aspecto conceptual resulta fundamental para el uso correcto de los recursos y la solución apropiada de los problemas. El procedimiento de coordinación de protecciones, es prácticamente el mismo, se trate de instalaciones en baja tensión o en mediana tensión, y consiste en el “análisis gráfico” para probar la selectividad. Este método involucra el graficado de las curvas características de los dispositivos de sobre corriente que se encuentran en serie entre si, para observar si alguna de las curvas se traslapa, lo que podría indicar que el proceso no es selectivo. Los pasos generales que se deben seguir para un estudio de coordinación de protecciones, son los siguientes:

1. Recopilar la información necesaria sobre el sistema eléctrico a proteger, indicando las características de los elementos del sistema en el diagrama unifilar.

2. Determinar los valores máximos de carga, de acuerdo a la capacidad nominal del circuito protegido.

3. Calcular las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los puntos del sistema que sean importantes para la coordinación.

4. Recopilar y seleccionar información técnica sobre los equipos de protección existentes o que se instalarán en el sistema eléctrico, entre ellas las curvas características de tiempo - corriente de cada dispositivo de protección. Esta información generalmente la suministra el fabricante.

5. Ubicar y seleccionar las características y rango de ajustes de los equipos de protección para que cumplan con las exigencias básicas del circuito a proteger y las normas existentes para tal fin.

6. El proceso de coordinación debe realizarse desde la carga hacia la fuente, en los sistemas radiales.

7. Realizar la coordinación, es decir, escoger las características de operación y ajuste de los dispositivos de protección de modo que exista selectividad. Toda esta información se resume en gráficos de tiempo - corriente (en papel logarítmico) para verificar el cumplimiento de los requerimientos de protección y coordinación.

3.1 Paso 1 “Diagrama Unifilar” Como se menciona en la serie de pasos descrita anteriormente el proceso de coordinación de protecciones, se inicia con la elaboración de un diagrama unifilar del sistema ó red eléctrica por coordinar que en este caso se realiza para la ESIME Zacatenco (fig. 3.2a y 3.2b) el cual se empieza desde la subestación principal de alimentación en 23 kV hasta los finales del alimentador 52 F5 correspondiente a los edificios del 1 al 9 de la Unidad profesional Zacatenco.


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En este diagrama, se recopiló todos los datos principales de los equipos, como son: niveles de tensión en cada barra, potencia e impedancia de los transformadores, longitud y calibre de los conductores, datos generales de transformadores de corriente y transformadores de potencial, también es necesario que se requiera el dato de la potencia de corto circuito suministrada por la compañía, los datos y tipos de protecciones que tiene la red. En la figura 3.1 se puede observar que la subestación eléctrica principal de la UPZ es alimentada con dos acometidas en 23 kV cada una correspondientes a la “subestaciones electica Guadalupe” y “Subestación eléctrica Insurgentes” pertenecientes a la empresa suministradora, posteriormente tenemos el equipo de medición que se conforma de un TC en serie y un TP en paralelo , el relevador de tiempo y finalmente el interruptor en pequeño volumen de aceite que dan a la cuchilla seccionadora, seguido van los desconectadores de operación bajo carga que conectan a los transformadores principales de 3MVA, 23kV/6kV los cuales alimentan a los 10 alimentadores que conforman la red de la UPZ. De entre estos alimentadores se encuentra el alimentador 52 F5 que cuenta con 9 subestaciones de distribución, dentro de las cuales los datos de placa de cada una de ellas son similares ya que las subestaciones eléctricas del 9 al 12 (edificios del 1 al 4) cuenta con transformadores de 150 kVA, y de la subestación 13 a la 17( edificios del 5 al 9) son transformadores de 300 kVA de capacidad protegidos con interruptores en pequeño volumen de aceite y conectados con tres hilos de 1/o AWG, excepto por la subestación 13 (edifico 5) que es una subestación moderna tipo intemperie, protegida por un sistema de relevador interruptor, y equipo de medición, así como un centro de carga protegido a base de relevadores digitalizados o microprocesados. Quedando conformado así el diagrama unifilar:

BUS DE BARRAS

APARTARAYOS 1XF

AISLANTE DE PORCELANA

ACOMETIDA 1 23 Kv 3f 60hz

FIG. 3.1 Fachada principal de la la Subestación principal de la UPZ


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Fig. 3.2 a.- Representación del diagrama unifilar de la Red Eléctrica de la ESIME Zacatenco


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FIG. 3.2 b.- Complemento del diagrama unifilar representando la subestaciones de cada edificio


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3.2 Paso 2 “Diagrama de impedancias” El diagrama unifilar debe transformarse en un diagrama de impedancias que muestre el circuito equivalente de cada componente del sistema referido al mismo lado de uno de los transformadores para estudiar el comportamiento en condiciones de carga o al presentarse un cortocircuito. Los circuitos equivalentes para el estudio de cortocircuito de los distintos componentes del sistema son los siguientes:

• Generadores y Motores: La representación elemental de una máquina sincrónica es una fuente de tensión en serie con una impedancia. Los motores de inducción se representan igual que las máquinas sincrónicas pero se considera su contribución al cortocircuito solo en los primeros ciclos.

• Transformadores: Generalmente se representan por su circuito equivalente “T” ignorando su rama magnetizante.

• Líneas de transmisión y Cables: El circuito equivalente a utilizar depende de la longitud de la línea, usándose el modelo “π” para líneas largas y medias. las líneas y cables cortos se representan como una resistencia en serie con una inductancia.

• Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que consumen potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuito se representan como circuitos abiertos.

• Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde la tensión equivalente depende de las tensiones internas de los generadores y la impedancia equivalente depende del resto de elementos del sistema.

Para el caso del diagrama unifilar en el cual se esta trabajando se utilizaran las impedancias descritas en la placa de datos de los elementos que constituyen esta red eléctrica Para hacer los diagramas de impedancias se requiere determinar la impedancia de cada uno de los componentes del sistema, para lo cual se recomienda seguir las siguientes consideraciones y simplificaciones:

• Se desprecian las cargas pasivas (impedancia infinita a referencia). • Las tensiones de las máquinas rotativas y la fuente de suministro de potencia se

asumen constantes con un valor igual a la tensión nominal del sistema, con esto no se consideran las corrientes de prefalla, las cuales son despreciables.

• Cómo sólo se necesitan los valores de corrientes cortocircuito para el primer ciclo, se usarán las reactancias subtransitorias de las máquinas rotativas y demás elementos del sistema.

• Los valores de impedancia de los distintos componentes del sistema se obtienen preferiblemente de los datos de placa del fabricante, pero si no se tienen se pueden obtener de tablas que especifican valores aproximados tales como las descritas en el capítulo 4.

• Se desprecian las impedancias de barras colectoras, interruptores y transformadores de corriente.

• Se desprecia la contribución de motores o grupos de motores de inducción con potencia menor a 50 HP, debido a su poca contribución a la corriente de cortocircuito total

• Se asume un valor de 1 por unidad para la impedancia equivalente del sistema exterior (alimentación del sistema que se está estudiando, red pública), suponiendo que las tensiones y potencias de cortocircuito bases son iguales a las tomadas para el análisis, de lo contrario esta impedancia se debe cambiar a las bases del estudio.


45

En la figura 3.3 se observa los elementos que se consideran para introducirlos al diagrama de reactancias, así como las ecuaciones para poder obtener sus reactancias de los mismos elementos seleccionados de la red.

Finalmente, a partir de los diagramas, se hacen los cálculos de corriente de cortocircuito para la realización del cálculo de corto circuito, se utiliza la impedancia que se encuentra en la placa de datos de los equipos (ver fig. 3.4).

3.3 Etapas y cálculo de Corto Circuito

Se realizara un cálculo básico de las corrientes de cortocircuito en una línea eléctrica alejada de los alternadores (el caso más frecuente en B.T). Se calculará la corriente de cortocircuito que se producen en cada uno de los puntos indicados con una cruz roja X en la línea trifásica de la figura adjunta. Los cortos circuitos pueden suceder en cualquier punto de la red, pero hay ciertos elementos a los cuales no les afecta gravemente dichas sobrecorrientes, mas sin embargo existen otras que son mucho más importantes que

Figura 3.3 Resumen de las diferentes impedancias de una red de B.T.


46

cualquier otro elemento por lo que son las mejor protegidas. En el esquema que se muestra a continuación se observan los puntos a identificar en caso de un corto circuito

Se ha de obtener, además, para cada caso la intensidad de choque:

(3.1)

3.4 Calculo del corto circuito en la barra principal Se obtuvo el calculó la corriente de corto circuito, teniendo como datos los descritos en el diagrama unifilar, la potencia y la corriente de corto circuito proporcionado por la empresa suministradora, obteniendo principalmente los valores para el diagrama de impedancias del circuito equivalente de la red como se muestra en la fig. 3.5

Figura 3.4 Esquema para identificar los puntos con caso de corto circuito


47

Ω=== 0547.097.182

10

cc

basered S

MVAZ

FIG 3.5 Diagrama de reactancias derivado del diagrama unifilar

Si la corriente de corto circuito simétrico proporcionado por la compañía suministradora son:

Trifásica AI 45933 =ϑ Monofasica AI 34401 =ϑ

Utilizando una tensión de 23kV y el factor de asimetría es de 1.6. Para seleccionar una base apropiada en kVA que sea común para todos los niveles de tensión se pueden usar números enteros como 1,000, 10,000 o 100,000. Se seleccionan tensiones para cada nivel. TABLA 3.1 SELECCIÓN DE LOS VALORES BASE PARA CADA NIVEL

Con estos datos calculamos la Potencia de corto circuito sabiendo que tenemos una tensión de 23 kV, una corriente de corto circuito de 4593 A trifasicos. Por lo tanto (3.2) 3.4.1 Calculo de las reactancias del sistema Una vez obtenida la Potencia de corto circuito se obtiene la reactancia unitaria de la red mediante el cálculo de la impedancia en pu. (3.3) Obteniendo el siguiente resultado Ω= 0547.0jXred Ahora se obtiene el valor en por unidad para el transformador de 3 MVA basándonos en la tabla 3.2: De la tabla se obtiene para 3 MVA 6.8 % = 0.068 pu de Reactancia sobre la base de la capacidad nominal del transformador de alimentación principal El cambio de base es = Para el Transformador de 100kV el cual se va a utilizar con base

pu0326.0100

%26.3= (3.4)

Cambio de base 26.3100

100000326.0 =×

Valores base 10000 kVA

23 kV

kVIScc 3= MVAScc 97.1824593)1023(3 3 =×××=

8.6100

10000068.0 =×


48

TABLA 3.2 CÁLCULOS DE CONVERSIÓN DE REACTANCIAS

Elemento del circuito

Reactancia sobre la base de la

capacidad nominal propia del

elemento

Reactancia unitaria sobre la base

seleccionada

Línea del suministro publico 183MVA existentes 0547.018300010000

=

Transformador de 30kV pu=5.6% 66.2130

10000065.0 =×

Transformador de 3MVA pu068.0%8.6 = 226.03000

10000068.0 =×

Transformador de 150kV pu045.0%5.4 = 3150

10000045.0 =×


10000045.0 =×


10000045.0 =×

Transformador de 300kV pu0411.0%11.4 = 37.1300

100000411.0 =×

Transformador de 300kV pu=%46.3 15.1300

100000346.0 =×


100000346.0 =×


100000346.0 =×


100000346.0 =×


100000326.0 =×


100000452.0 =×


100000436.0 =×


10000042.0 =×


100000479.0 =×

Transformador de 112.5kV pu0378.0%78.3 = 08.35.112

100000378.0 =×


100000316.0 =×


49

Barra conductora de reactancia cero

0.1804pu 0.0805pu 0.0557pu Zeq total

Ahora se asignan los valores de las reactancias para cada una de las barras y los componentes obtenidos de acuerdo con la tabla anterior en el diagrama de reactancias

FIG. 3.6 Diagrama de reactancias en pu

Posteriormente se hace un diagrama equivalente de reactancias para obtener la Z de la barra o bus

principal

BXredX111

1

+= por lo que (3.6)

AXX += 12 por lo tanto pupupuX 0805.0026.00545.02 =+= (3.7)

LKJIHFEDCBX11111111111

3

+++++++++= (3.8)

541.515.11

15.11

15.11

15.11

37.11

31

31

31

311

3

=++++++++=X

1804.0541.51

3 ==X

FIG. 3.7 Circuito equivalente del diagrama de reactancias para obtener Z de barra.

0545.0

66.211

0547.01

11 =

+=X


50

21.6pu

1.15pu 1.15pu


1.15pu 1.15pu 1.37pu 3pu 3pu 3pu

3pu

0.026pu

0.0547pu

Falla 1 Bus de 23kV

La corriente de corto circuito trifásica en la barra 6kV es: Para la corriente de 10MVA, tenemos que la corriente nominal es:

AZeqE

I aF PU

96.170557.01

3 ===θ (3. 9)

La corriente en amperes es: PUCC FalnoF III θθ 3min3 ×= (3.10)

Donde:

AkV

kVAI base

alno 25.96263

100003min =

×== (3.11)

Por lo que:

kAIInIPUCC FF 28.1796.1725.96233 =×=×= θθ (3.12)

La potencia del corto circuito simétrica en este punto.

MVAZeq

kVAP base

simetricacc .310.1730557.0

10000===⋅ (3.13)

La corriente de corto circuito simétrica

kAkVZ

kVAI

totaleq

basesimetricacc 275.17

630557.010000

3.

=××

==⋅ (3.14)

Considerando un factor de multiplicación de 1.6:

6.1×= ⋅⋅ simetricaccasimetricacc II (3.15)

kAI asimetricacc 640.276.1275.517 =×=⋅

6.1×= ⋅⋅ simetricaccasimetricacc PP (3.16)

MVAP asimetricacc 29.2776.1310.173 =×=⋅

La corriente de corto circuito trifásica en la barra 23kV es: Para la corriente de 10MVA, tenemos que el diagrama de reactancias queda como se muestra en la sig. Figura

FIG. 3.8 Diagrama de reactancias para la corriente de 10 MVA


51


0.2064pu 0.0545pu 0.04311pu

Zeq.total

Posteriormente se obtiene el circuito equivalente de la figura anterior, y obtenemos la impedancia equivalente total para este diagrama en por unidad utilizando las ecuaciones anteriores.

FIG. 3.9 Circuito equivalente del diagrama de reactancias.

AZeqE

I aF PU

19.2304311.0

13 ===θ (3. 9)

La corriente en amperes es:

PUCC FalnoF III θθ 3min3 ×= (3.12)

Donde:

AkV

kVAI basealno 0218.251

23310000

3min =×

== (3.11)

Por lo que:

kAIInIPUCC FF 821.519.230218.21533 =×=×= θθ (3.12)

La potencia del corto circuito simétrica en este punto.

MVAZeq

kVAP basesimetricacc 74.231

04311.010000

===⋅ (3.13)

La corriente de corto circuito simétrica

kVZkVA

Itotaleq

basesimetricacc 3.

=⋅ (3.14)

kAI simetricacc 82.523304311.0

10000=

××=⋅

Considerando un factor de multiplicación de 1.6:

6.1×= ⋅⋅ simetricaccasimetricacc II (3.15)

kAI asimetricacc 312.96.182.5 =×=⋅

6.1×= ⋅⋅ simetricaccasimetricacc PP (3.16)

78.3706.174.231 =×=⋅asimetricaccP


52

Una vez obtenidas las corrientes y potencias de corto circuito, se realizo el diseño del diagrama unifilar en el software ETAP para la primera simulación que es el diagrama donde se muestran solo los equipos y componentes de la red que aportan corriente de corto circuito, asi como la cantidad de corriente aportada al sistema mostradas en la fig. 3.10

4.59 kA

FIG. 3.10 Componentes de Red que aportan corriente de corto circuito

4.58 kA

4.7 kA 4.6 kA

4.58 kA

0.001 0.146

4.7 kA

4.7 kA

0.146

3.42 4.1 kA 0.644

BARRA FUERA DE SERVICIO

2.43 4.1 kA

0.052 0.095 0.052 0.052 0.052 0.095 0.095 0.095 0.052


53

3.5 Coordinación de las protecciones de la ESIME Zacatenco.

La coordinación se realiza más fácilmente si las características tiempo - corriente de los diferentes dispositivos son dibujadas en papel log - log (logarítmico). Las gráficas en papel se deben hacer a un solo nivel de tensión y se muestra, en un par de ejes (corriente y tiempo), el período de tiempo que tarda en operar cada dispositivo cuando la corriente es igual al valor seleccionado. El tiempo igual a cero se considera como el momento en que ocurre la falla.

Estas representaciones de las características de los relés de sobrecorriente, fusibles, interruptores termomagnéticos y otros dispositivos, ayudan en la elección del equipo correcto y la selectividad deseada. Como se mencionó en un principio las protecciones para las subestaciones de los edificios de la ESIME son muy antiguos y poco confiables, es por eso que al principio se hablo también sobre actualizar o cambiar lo obsoleto por equipo mas reciente, asi que en esta simulación se cambiaron los interruptores en pequeño volumen de aceite y se instaló una protección por fusibles, haciendo las cálculos necesarios para poder obtener su capacidad de interrupción utilizando como base las corrientes antes calculadas y las obtenidas en la simulación en el ETAP. Para el cálculo de los dispositivos de protección se utilizaron las siguientes formulas: Con la formula 3.15 se calcula la corriente nominal del transformador.

kVkVAInom3

= ecuación (3.15)

Donde Inom = corriente nominal del transformador en el lado de alta o baja tensión en (A) kV = Es la tensión nominal a la que trabaja el transformador o dato de placa ya sea en el lado de alta o baja tensión. kVA = Es la potencia aparente nominal del transformador, puesto por el fabricante en el dato de placa una vez obtenida la corriente nominal del transformador ya se puede obtener la corriente nominal del elemento de protección como sigue

4xInomTrInom = (3.16) para el lado de alta tensión. 25.1xInomTrInom = (3.17) para el lado de baja tensión

3.5.1 Selección de las protecciones para transformadores en B.T. Normalmente el criterio para la selección de los fusibles en este tipo de protección, considerando la baja tensión de 1000 V ó menos, lo establece la norma de instalaciones eléctricas, en esta norma se específica un nivel de tensión de hasta 220 V monofásicos, bifásicos y trifásico y otro hasta de 600 V de los fusibles se hace bajo el siguiente criterio. El valor de la corriente de corto circuito corresponde al valor comercial mas próximo

al valor de la corriente de corto circuito calculada en las terminales de alta tensión (V) del transformador, por lo general las curvas de los fabricantes para un mínimo valor de corriente nominal ofrecen distintos valores de corriente de corto circuito.

Para instalaciones en 2.2, 4.16, 6.6 kV Estos niveles de tensión corresponden normalmente a instalaciones industriales, en este caso, el criterio de selección de la corriente nominal del fusible es considerar el 4 veces la corriente nominal del transformador en el lado de alta tensión. Adicionalmente se especifica también la corriente de corto circuito para una falla en las terminales del transformador.


54

Primero se selecciono un relevador de sobrecorriente 52 puesto que la falla contra la que se protegerán los elementos de la red eléctrica es de corriente de corto circuito, para la selección de los elementos como son fusibles y relevadores se consulta un catalogo de diferentes marcas o fabricantes, del cual se elegira al que por norma cumpla con las especificaciones que resulten de los siguientes cálculos.

• Para las subestaciones 9, 10, 11 y 12 correspondientes a los edificios del 1 al 4 la selección del fusible es el mismo para todos ya que los transformadores tienen los mismos datos de placa:

150 kVA, 6kV/0.22, 14.48/396 A, Fr= 50 Hz Z= 4.5 3fases La corriente nominal del transformador es en el lado de alta, pero como vemos hay una ligera diferencia entre la calculada y la de placa, para este caso se tomara la de placa In= 150 kVA/ (√3 x 6kV) = 14.1 A Con este dato se calcula la corriente nominal del fusible en el lado de alta tensión Ifusible= 4 x Inom.= 14.48 x 4 =57.92 A Por lo que se selecciona un fusible marca Driescher tipo CLF, modelo DRS07 con los siguientes datos: kV max.= 7.2 capacidad= 3 x 63 Amperes Amperes continuos= 63 A kA de interrupción= 63kA En el lado de baja tensión se protegerá con un termomagnetico. In en el secundario= 396 A Con este dato se calcula la corriente nominal del fusible en el lado de baja tensión Interruptor= 1.25 x Inom= 396 x 1.25 = 693 Por lo que seleccionamos un interruptor termomagnetico marca SQUARE D, modelo l1 3polos kV max= 0.6 capacidad=700A KA de interrupción= 600 kA

• Para la subestación número 13 correspondiente al edificio 5 se tiene un transformador con los siguientes datos:

300kVA 6000/220-127 V 28.87/787.3 A 3fases Z=4.5% Tipo OA 60 ciclos Se tiene que para el lado de alta tensión la corriente nominal In= 300 kVA / (√3 x 6kV) = 28.86836 A Esta corriente se multiplica por 4 para obtener la capacidad del fusible: Ifusible = In x 4 = 115.48 A


55

Por lo que se selecciona un fusible marca Driescher tipo CLF modelo DRS 07 con los siguientes datos: kV max= 0.6 capacidad= 120 Amperes Amperes continuos= 120 A kA de interrupción= 63kA para el lado de baja tensión el calculo del interruptor termomagnetico queda de la siguiente forma: In= 787.3 A Multiplicando esta corriente por 1.75. se obtiene la capacidad del interruptor I int. = In x 1.25 = 787.3 x 1.25 = 984.25 A Por lo que se selecciona un int. Term. Con los siguientes datos: Modelo SQUARE D, modelo MH kVA max = 0.6 3polos capacidad = 3 x 1kA Amperes continuos 1 kA Una vez calculadas las protecciones para cada uno de los transformadores, se seleccionaron del menú de tipos de protecciones las mencionadas anteriormente y se graficaron en el ETAP las curvas de operación del las protecciones para cada transformador desde las acometidas (fig. 3.11) de la compañía suministradora hasta las subestaciones de los edificios del 1 al 5, las curvas de las subestaciones del edificio del 1 al 4 la observamos en la fig. 3.13 ya que sus datos de placa son las mismas para todas y por lo tanto se les seleccionaron las mismas protecciones, las curvas de las protecciones del edificio 5 o subestación eléctrica 13 se muestra en la fig. 3.14. Como se puede ver de la figura 3.11 a la figura 3.14 se ajustaron las curvas de las protecciones de fusibles y termomagneticos de manera que la curva de operación del transformador quede protegida, con esto el ETAP arroja inmediatamente los datos y características para las protecciones que se deben usar; como podemos observar las curvas de disparo de las protecciones se grafican en corriente en Amperes contra el tiempo en segundos y de acuerdo a la intensidad de la corriente y la capacidad que llegue a alcanzar la falla es el tiempo en que la protección se disparara, por decir en la fig. 3.12 si llegase a ocurrir una falla de 100 A de intensidad, la protección que se dispararía seria la que se encuentra por alta tensión en un tiempo de 1 segundo con esto queda demostrado las curvas de los transformadores si quedaron protegidas completamente contra cualquier falla de corto circuito


56

FIG. 3.11 Curva de operación de los fusibles de la compañía suministradora y el fusible después de la cuchilla de doble tiro.


57

FIG. 3.12.- curva de operación del transformador de servicios propios de la subestación y su protección en el primario por fusible y en el secundario por interruptor.


58

FIG. 3.13.- curva de operación del transformador de servicios propios de la subestación 9 del edificio 1 similar a la sub. 10, 11 y 12 y su protección en el primario por fusible y en el secundario por interruptor.


59

FIG. 3.14.- curva de operación del transformador de servicios propios de la subestación 13 del edificio 5 y su protección en el primario por fusible y en el secundario por interruptor


60

Con este diagrama unifilar se simulo una falla en el lado de B.T. y se muestra en el dibujo con una X y en forma ascendente las protecciones que operan al detectar esta falla

1

2

3


61

CAPITULO 4 Estudio Económico del Proyecto

En este capitulo se hace el estudio económico del proyecto, es necesario hacer un desglose de cada uno de los costos, para empezar se hace el análisis de los precios unitarios quedando de la siguiente manera: en donde se muestra el valor de los conceptos y las unidades en que se realizan los trabajos.

27-Nov-2008

Par: A ánalisis

no. 50

INGENERÍA ELÉCTRICA APLICADA

Dependencia :

PATRONATO DE OBRAS E INSTALACIONES DEL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

Obra: COORDINACION DE LA RED ELECTRICA DE LA ESIME ZACATENCO

Lugar: UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LOPEZ MATEOS, COL. LINDAVISTA, C.P. 07300 G.A.M. MÉXICO D.F.

ANALISIS DE PRECIOS UNITARIOS

Código Concepto Unidad Costo cantidad Importe %

Análisis: ING.BASE Unidad: LOTE Desarrollo de ingeniería base para discutir con el cliente si es aceptada nuestra propuesta y modificación de la misma. MANO DE OBRA CUADRILLA01

CUADR.NO.1 - UN INGENIERO ESPECIALIZADO

JOR

$1,005.17

7.000000

$7,036.19

66.22%

COORDINADOR - INGENIERO ESPECIALIZADO

JOR

$1,252.72

7.000000

$8,769.04

1 TECNICO O AYUDANTE GENERAL

JOR

$114.29

7.000000

$800.00

Subtotal: MANO DE OBRA

$16,605.23

66.22%

HERRAMIENTA Y EQUIPO EQSOFTCT

SOFTWARE CÁLCULO CORTO CIRCUITO

HR

$73.20

5.000000

$366.00

1.19%

EQSOFT-ETAP

SOFTWARE COORD. DE PROTECCIONS ETAP V6

HR

$73.20

20.000000

$1,464.00

10.00%

Subtotal: HERRAMIENTA Y EQUIPO

$1,830.00

11.19%

BÁSICOS VISITA

VISITA A ESIME P/MEDICIONES, DIAGRAMA UNIF.

LOTE

$3,200.00

1.000000

$3,200.00 22.59%

Subtotal: BÁSICOS $3,200.00 22.59%

COSTOS DIRECTOS $21,635.23

INDIRECTOS

12.4553%

$12,450.02

SUBTOTAL

$34,085.25

FINANCIAMIENTO

4.2399%

$1,519.84

SUBTOTAL

$35,605.09

UTILIDAD

6.6667%

$2,491.07

PRECIO UNITARIO $38,096.79

(* TREINTA Y OCHO MIL NOVENTA Y SEIS PESOS 79/100 M.N. *)

Cantidad utilizada de este concepto en el presupuesto 1 Importe: $38, 096.79

Análisis: ING.FINAL Unidad: LOTE


62

A continuación se realiza el estudio del análisis básico y de los costos indirectos que son necesarios para poder realizar el presupuesto de la obra.

27-Nov.-2008 ANALISIS DE BASICOS

Código Concepto Unidad Costo cantidad Importe %

Análisis: CUADRILLA01 Unidad: JOR

CUADRILLA NO.1 - INGENIERO ESPECIALIZADO

MANO DE OBRA

INGENIERO ESPECIALIZADO JOR

$1,005.17

1.000000

$1,005.17

87.54%

COORDINADOR - INGENIERO ESPECIALIZADO

JOR

$1,252.72

1.000000

$1,252.7

12.46%

AYUDANTE GENERAL

Subtotal: MANO DE OBRA $ 100.00% Costo directo $2,372.17

(* UN MIL CINCO PESOS 17/100 M.N. *)

Análisis: VISITA01 Unidad: LOTE

VISITA A ESIME PARA LEVANTAMIENTO

MATERIALES

GASTO POR CASETAS DE IDA Y VUELTA LOTE

$2,000.00

1.000000

$2,000.00

43.48%

HOSPEDAJE POR PERSONA POR NOCHE

JOR

$950.00

2.000000

$1,900.00

41.30%

VIATICOS POR PERSONA POR DIA

JOR

$350.00

2.000000

$700.00

15.22%

Subtotal: MATERIALES $4,600.00 100.00% Costo directo $4,600.00

(* CUATRO MIL SEISCIENTOS PESOS 00/100 M.N. *)

Análisis: VISITA02 Unidad: LOTE

VISITA A SILAO P/MEDICIONES Y/O REUNIONES

MATERIALES

GASTO POR CASETAS DE IDA Y VUELTA LOTE

$2,000.00

1.000000

$2,000.00

27.78%

HOSPEDAJE POR PERSONA POR NOCHE

JOR

$950.00

4.000000

$3,800.00

52.78%

VIATICOS POR PERSONA POR DIA

JOR

$350.00

4.000000

$1,400.00

19.44%

Subtotal: MATERIALES $7,200.00 100.00% Costo directo $7,200.00

(* SIETE MIL DOSCIENTOS PESOS 00/100 M.N. *)


63


Dependencia: PATRONATO DE OBRAS E INSTALACIONES DEL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

Proyecto:

COORDINACION DE LA RED ELECTRICA DE LA ESIME ZACATENCO

Lugar: UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LOPEZ MATEOS, COL. LINDAVISTA, C.P. 07300 G.A.M. MÉXICO D.F. INICIO: 29-oct-08 TERMINACION: 24-Nov-08 PLAZO: 25 DIAS

DESGLOSE DE COSTOS INDIRECTOS

MONTO DE LA OBRA A C.D. $

99,957.75 TOTAL DE COSTOS INDIRECTOS

CONCEPTO ADMINISTRACION OFICINA CENTRAL ADMINISTRACION OFICINA DE CAMPO

MONTO PORCENTAJE MONTO PORCENTAJE

I. HONORARIOS SUELDOS Y PRESTACIONES

a. Personal directivo incluye: Prestaciones

2,790.00

2.7912%

b. Personal técnico incluye: Prestaciones

1,240.00

1.2405%

c. Personal administrativo incluye: Prestaciones

2,557.50

2.5586%

d. Cuota Patronal del Seguro Social del inciso a, b y c (consideradas)

e. Prestaciones de la LFT del inciso a, b y c (consideradas)

f. Pasajes y viáticos (consideradas)

g. Los que deriven de suscripción de contratos de trabajo del inciso a,b y c.

SUBTOTALES 6,587.50 II. DEPRECIACION, MANTENIMIENTO Y RENTAS

a. Edificios y Locales

1,649.30

1.6500%

b. Locales de Mantenimiento y Guarda

c. Bodegas

d. Instalaciones Generales

e. Muebles y enseres 449.81

0.4500%

f. Depreciación o Renta, y Operación de Vehículos 629.73 0.6300%


64

SUBTOTALES 2,728.85

III. SERVICIOS a. Consultores,Asesores,Servicio y Laboratorios

b. Estudios e Investigación

199.92

0.2000%

SUBTOTALES 199.92 IV. GASTOS OFICINA

a. Papelería y útiles de escritorio

277.88

0.2780%

b. Correos, fax, teléfonos, telégrafos, radio. 219.91

0.2200%

c. equipo de computación 999.58

1.0000%

d. Situación de fondos

e. Copias y duplicados

186.92

0.1870%

f. Luz, gas y otros consumos

299.87

0.3000%

g. Gastos de otros concursos

SUBTOTALES 1,984.16

V. CAPACITACION Y ADIESTRAMIENTO 499.79 0.5000%

VII. SEGUROS Y FIANZAS

a. Primas por Seguro

299.87

0.3000%

b. Primas por Fianzas

149.94

0.1500%

SUBTOTALES 449.81

T O T A L E S 12,450.02 12.4553%


ING. JORGE VILLEGAS FRANCO

TOTALES

$ 12,450.02 % INDIRECTO 12.4553%

En el estudio siguiente es simplemente complementario, ya que solo se utiliza para poder obtener el factor del salario real para cada integrante del equipo de trabajo, es decir esta información es un desglose de cómo obtener el pago del seguro médico, el aguinaldo y otras prestaciones a que se hacen acreedores el personal.


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Análisis para la determinación del factor del salario real DEPENDENCIA: PATRONATO DE OBRAS E INSTALACIONES DEL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL Área: dependencia

OBRA: COORDINACION DE LA RED ELECTRICA DE LA ESIME ZACATENCO

FECHA:

27-Nov-08

UBICACIÓN: UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LOPEZ MATEOS, COL. LINDAVISTA, C.P. 07300 G.A.M. MÉXICO D.F.

ANALISIS PARA LA DETERMINACION DEL FACTOR DEL SALARIO REAL En Veces SMDF

Salarios Normales

CODIGO DE LA CATEGORIA: MO-JEFE.FRENT Sal. Nominal (Sn)

CATEGORIA ( S ): COORDINADOR - INGENIERO ESPECIALIZADO Salario Base deCotizacion

(SBC)

Salario Nominal Vigente del D.F. (n

veces): 1.00 DIAS REALMENTE LABORADOS AL AÑO

DIAS REALMENTE PAGADOS AL AÑO

CALCULO DE PRESTACIONES IMSS En Veces SMDF

Dias Calendario 365.00 Dias Calendario ( DICAL ) 365.00 Enfermedad y Maternidad Dias no Trabajados Aguinaldo por Ley 15.00 Cuota fija(20.4% sal. Min*dias cal/dias trab) 0.204 Domingos 52.00 Prima Vacacional 25% por Ley 1.50 1.1% excedente de 3 sal. Min D.F. 0.11445 Dias festivos por Ley 7.00 Prima Dominical por Ley 0.00 1.05% Prestaciones en especie a pensionados 0.140748 Dias por costumbre 3.00 Tiempo Extra 0.7% Prestaciones en dinero 0.093832 Dias sindicato 0.00 Horas extras gravables en el SBC 0.00 2% Sar 0.268091 Vacaciones 6.00 Horas extras no gravables en el SBC 0.00 5% Infonavit 0.670228 Permisos y Enfermedades 1.00 Prestaciones por contrato (anexar 1.75% Invalidez y vida 0.23458 Condiciones Climatologicas 3.00 copia del contrato y analisis correspon.) 3.15% Cesantía en edad avanzada y vejez 0.422244 Horas inactivas por arrastre TOTAL Tp = 381.50 7.5888% Riesgos de trabajo 1.017245 Dias no trabajados por guardia 0.00 1% Guarderias 0.134046 Porcentaje de pagos (Otros cargos) 0.015 SP = Suma de Prestaciones 3.299464 TOTAL TI = 293.00 Ps= Obligacion Obrero-Patronal Ps = Sp / SBC 0.246145 Tp /TI = DIAS PAG. / DIAS LAB. 1.302048 Tp / Tl = 1.302048 Fact. B.C = FSBC=(Tp-Te) / DICAL 1.045205 Ps x (Tp-Te) / Tl = 0.320493 FACTOR DE SALARIO REAL Fsr= [Ps(Tp-Te)/Tl]+ (Tp/Tl) 1.637541 INGENERÍA ELÉCTRICA APLICADA ING. JORGE VILLEGAS FRANCO NOMBRE DE LA EMPRESA O PERSONA FISICA NOMBRE, CARGO Y FIRMA


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DEPENDENCIA: PATRONATO DE OBRAS E INSTALACIONES DEL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL Área: dependencia OBRA: COORDINACION DE LA RED ELECTRICA DE LA ESIME ZACATENCO FECHA: 27-Nov.8 UBICACIÓN: UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LOPEZ MATEOS, COL. LINDAVISTA, C.P. 07300 G.A.M. MÉXICO D.F.

ANALISIS PARA LA DETERMINACION DEL FACTOR DEL SALARIO REAL En Veces SMDF Salarios Normales CODIGO DE LA CATEGORIA: MO-INGENIERO Sal. Nominal (Sn)

CATEGORIA ( S ): INGENIERO ESPECIALIZADO Salario Base deCotizacion

(SBC)

Salario Nominal Vigente del D.F. (n

veces): 1.00

DIAS REALMENTE LABORADOS AL AÑO DIAS REALMENTE PAGADOS AL AÑO CALCULO DE PRESTACIONES IMSS En Veces SMDF

Dias Calendario 365.00 Dias Calendario ( DICAL ) 365.00 Enfermedad y Maternidad Dias no Trabajados Aguinaldo por Ley 15.00 Cuota fija(20.4% sal. Min*dias cal/dias trab) 0.204 Domingos 52.00 Prima Vacacional 25% por Ley 1.50 1.1% excedente de 3 sal. Min D.F. 0.070119 Dias festivos por Ley 7.00 Prima Dominical por Ley 0.00 1.05% Prestaciones en especie a pensionados 0.098432 Dias por costumbre 3.00 Tiempo Extra 0.7% Prestaciones en dinero 0.065621 Dias sindicato 0.00 Horas extras gravables en el SBC 0.00 2% Sar 0.187489 Vacaciones 6.00 Horas extras no gravables en el SBC 0.00 5% Infonavit 0.468721 Permisos y Enfermedades 1.00 Prestaciones por contrato (anexar 1.75% Invalidez y vida 0.164053 Condiciones Climatologicas 3.00 copia del contrato y analisis correspon.) 3.15% Cesantía en edad avanzada y vejez 0.295295 Horas inactivas por arrastre TOTAL Tp = 381.50 7.5888% Riesgos de trabajo 0.711407 Dias no trabajados por guardia 0.00 1% Guarderias 0.093744 Porcentaje de pagos (Otros cargos) 0.015 SP = Suma de Prestaciones 2.358881 TOTAL TI = 293.00 Ps= Obligacion Obrero-Patronal Ps = Sp / SBC 0.251629 Tp /TI = DIAS PAG. / DIAS LAB. 1.302048 Tp / Tl = 1.302048 Fact. B.C = FSBC=(Tp-Te) / DICAL 1.045205 Ps x (Tp-Te) / Tl = 0.327633 FACTOR DE SALARIO REAL Fsr= [Ps(Tp-Te)/Tl]+ (Tp/Tl) 1.644681 INGENERÍA ELÉCTRICA APLICADA ING. JORGE VILLEGAS FRANCO NOMBRE DE LA EMPRESA O PERSONA FISICA NOMBRE, CARGO Y FIRMA


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Conclusiones

Debido al inminente crecimiento de la demanda de energía eléctrica, las instalaciones o

redes de tipo industrial, comercial y para edificios se hacen cada vez mas robustos, dando lugar a condiciones de operación inseguras y a la presencia de diferentes problemas en el sistema; uno de ellos son las grandes corrientes de corto circuito que se presentan al ocurrir una falla de cualquier tipo. Por lo que necesario establecer requerimientos elevados de velocidad de operación, confiabilidad y sensibilidad de los sistemas de protección en los elementos de dichas redes eléctricas, y se hace necesario disponer adicionalmente de sistemas especiales de protección.

Al concluir este proyecto se cuenta con una perspectiva, así como una visión mas amplia en cuestión de protecciones, ya que se logro dar solución al problema con el que cuenta la Red Eléctrica de la ESIME Zacatenco, cumpliendo con cada uno de los objetivos planteados desde la realización del diagrama unifilar de dicha Red, el cálculo de corto circuito en la barra principal, así como la obtención de las sobrecorrientes aportadas por los equipos eléctricos al sistema eléctrico , posteriormente en base a todos estos datos y resultados obtenidos se realizo la coordinación de las protecciones, concluyendo que con esto se puede tener la confiabilidad en la puesta en servicio y operación de esta Red Eléctrica.

Durante el proceso de este proyecto no apoyamos en algunas herramientas como son los software. Es decir una vez obtenidos los resultados, de la Red eléctrica de la ESIME, de forma escrita con la ayuda de las diferentes ecuaciones y los datos con los que cuenta el diagrama unifilar como base, se procedió a realizarlos con la ayuda de un simulador ETAP, el cual arrojó datos muy similares a los realizados manualmente, además de que ya no es necesario dibujar las curvas de operación en hojas log-log puesto que al introducirle los valores de dichos cálculos el simulador entrega los resultados junto con las curvas de operación de los elementos de protección seleccionados.

Con lo anterior concluimos que los simuladores digitales son una opción técnicamente

factible y segura para analizar y evaluar una red eléctrica real. Son una herramienta indispensable en la investigación, ya que pueden ser operados en forma similar a un sistema real y manipular su operación como el usuario lo requiera. El simulador también es de gran ayuda para disipar dudas sobre el comportamiento de las variables de los elementos del sistema eléctrico y para validar algoritmos digitales mediante los mismos modelos matemáticos empleados.


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Recomendaciones

• Se recomienda que cada cambio realizado del equipo en la red eléctrica se plasme en el diagrama unifilar general de cargas de dicha red, esto se hace para evitar confusiones y accidentes entre el personal de mantenimiento. Y así poder continuar con los trabajos de mantenimiento programados a la red eléctrica.

• Se recomienda un análisis mas completo de la coordinación de protecciones realizándola

desde el inicio de las acometidas, los transformador es principales de 3 MVA, así como los derivados de los alimentadores de 6kV

• Determinar una metodología para realizar pruebas de campo a relevadores, interruptores

y fusibles utilizando simuladores como un apoyo principal en la realización del trabajo para poder cumplir con los objetivos de una manera mas fácil, ya que hoy en día los simuladores manejan tiempo y capacidades reales de cualquier sistema eléctrico al que se le desee aplicar una prueba

• Utilizar diferentes métodos para el análisis de corto circuito realizado en una red eléctrica para tener una visión más amplia y efectiva de cómo obtener esas corrientes de falla.

• Se recomienda probar los ajustes de las protecciones seleccionadas ante fallas simuladas del tipo dinámicas con el fin de verificar el correcto funcionamiento de ellas


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BIBLIOGRAFÍA STEVENSON William Jr. ,Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia,Ed. Mac Graww Hill. Primera Edición, México DF. Pág. 31-34 ENRÍQUEZ Harper Gilberto, “Protección de Instalaciones Eléctricas Industriales y Comerciales”. Editorial Limusa Noriega Editores, Tercera reimpresión, México DF. 1997 SANZ Serrano Jose Luis, “ Tecnicas y procesos en Instalaciones Eléctricas de Media y Baja Tensión”, Editorial AMV Ediciones, 6ª. Edición, año 2008. ENRIQUEZ Harper, Gilberto. “Manual de Diseño de Instalaciones Eléctricas Industriales”. Ed Limusa. Sexta edición México 2000. 463 pp. Estándar IEEE Std. 141-1993 "Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants". Estándar IEEE Std. 399-1990 "Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis”. http://www.eclipse.cl/ei/instalaciones.htm (Fecha de la última consulta: 11-06-08) http://www.geocities.com/SiliconValley/Program/7735/TECNOL16.html (Fecha de la última consulta: 11-06-08) http://zeus.dci.ubiobio.cl/~cidcie/jcorrales/sprotecciones/recursos/Apuntes/A4/Coordinaci%F3n_1.htm (fecha de consulta 03/02/08) http://www.mitecnologico.com/iem/Main/DiagramasUnifilares (fecha de consulta 15/03/08) http://www.inspeccion.com.mx/ELECTRICIDAD_DIAGRAMA_UNIFILAR.htm http://www.cndc.bo/sin/u_sti.php http://www.mitecnologico.com/iem/Main/DiagramasUnifilares

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http://zeus.dci.ubiobio.cl/~cidcie/jcorrales/sprotecciones/recursos/Apuntes/A4/Coordinaci%F3n_1.htm

http://zeus.dci.ubiobio.cl/~cidcie/jcorrales/sprotecciones/recursos/Apuntes/A4/Coordinaci%F3n_1.htm

http://www.mitecnologico.com/iem/Main/DiagramasUnifilares

http://www.inspeccion.com.mx/ELECTRICIDAD_DIAGRAMA_UNIFILAR.htm

http://www.cndc.bo/sin/u_sti.php

http://www.mitecnologico.com/iem/Main/DiagramasUnifilares

instituto politecnico nacional -...

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