final 08 impresion - tesis.ipn.mxtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/10513/1/45.pdf · el...

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Instituto Politécnico Nacional.

Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica

Unidad Zacatenco.

Estudió de riesgo por arco eléctrico para una red industrial apegado a la normatividad aplicable para

seleccionar el equipo de protección personal adecuado y minimizar riesgos por descarga y arco

eléctrico

TESIS Que para obtener el título de

Ingeniero Electricista

Presentan: Víctor Hugo Bautista Hidalgo Edgar Adrián Zarate Enríquez

Asesores:

Telésforo Trujillo Sotelo Bulmaro Sánchez Hernández

México D.F. 2012

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Agradecimientos: El apoyo que he recibido es un factor fundamental para poder culminar los estudios como Ingeniero Electricista. Agradezco a mi Madre por ese apoyo e impulso que me ha brindado de forma incondicional. A mi esposa e hijos que me han tenido la paciencia y que me han brindado su apoyo y que son fuente de inspiración para poder seguir adelante. A mis amigos por ayudarme en los momentos difíciles y brindarme su casa. A mis maestros que me han apoyado con su tiempo y con su profesionalismo. Gracias a todos. Este proyecto que se ve plasmado en estas páginas se pudo realizar gracias al apoyo de muchas personas que creyeron en nosotros. Agradezco a mis padres y hermanos, ya que a pesar de mis tropiezos siempre han estado a mi lado brindándome su apoyo. A mi esposa que me dio fuerzas y tiempo para verme dar ese último paso, a mi hija Sofía por llegar a nuestras vidas y ser una gran inspiración. A mis profesores que me ayudaron a cerrar este capítulo de mi vida con su paciencia y su profesionalismo. A Victor ya que siempre me impulsó a seguir en pie de lucha para culminar este proyecto. Gracias.

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Índice

Agradecimientos: ................................................................................................................................. 2 Índice .................................................................................................................................................... 3 Introducción: ........................................................................................................................................ 6 Justificación: ......................................................................................................................................... 8 Objetivo: ............................................................................................................................................... 9 I. Conceptos para el estudio de Arco eléctrico .............................................................................. 10 1.0 Arco Eléctrico ............................................................................................................................ 10

1.1 Definición de Arco Eléctrico ................................................................................................... 10 1.2 Causas de Arco Eléctrico ........................................................................................................ 10 1.3 Naturaleza del Arco Eléctrico ................................................................................................. 11 1.4 Riesgos por Arqueo de una Falla ............................................................................................ 12 1.5 Probabilidad de Sobrevivencia ................................................................................................ 13 1.6 Impactos por arco eléctrico (arc flash) en el cuerpo humano ................................................. 13 1.7 Exposición potencial al arco eléctrico ..................................................................................... 13 1.8 Frontera de protección ............................................................................................................. 14 1.9 Métodos de cálculo .................................................................................................................. 14 1.10 Diferencia entre el cálculo con la NFPA 70E y la IEEE 1584 .............................................. 15 1.11 Los accidentes con exposición al arco eléctrico puede ser reducidos por medio de: ............ 15 1.12 Programas de seguridad ........................................................................................................ 15 1.13 Pasos para el cálculo del arco eléctrico ................................................................................. 16 1.14 Cálculo con Estándar IEEE 1584-2002 ................................................................................. 16 1.15 Cálculo con NFPA 70E Arco eléctrico ................................................................................ 18

1.15.1 Ecuaciones básicas para calcular las distancias de la frontera de protección contra arco eléctrico ...................................................................................................................................... 19 1.15.2 Cálculo de la exposición a la energía incidente para el análisis de peligro de arco eléctrico ...................................................................................................................................... 20

1.16 Energía incidente a tensión superior a 600 V para el análisis de peligro de arco ................. 21 1.16 Equipo de protección ............................................................................................................. 21

1.17.1 NOM-017-STPS-2001 ................................................................................................... 21 1.17.2 NFPA 70E 2004 [11] ...................................................................................................... 22

Categoría peligro/riesgo ......................................................................................................... 24 1.17.3 OSHA .............................................................................................................................. 24

1.18 Ropa resistente a la flama por arco eléctrico ......................................................................... 25 2.0 Cortocircuito ................................................................................................................................ 30

2.1 Diagrama unifilar. ................................................................................................................... 30 2.2 Simbología .............................................................................................................................. 31 2.3 Definición de Cortocircuito ..................................................................................................... 32 2.4 Corrientes simétricas y asimétricas ......................................................................................... 32 2.5 Fuentes de corriente de cortocircuito ...................................................................................... 35 2.6 Tipos de Falla .......................................................................................................................... 36 2.7 Métodos de cálculo del cortocircuito ...................................................................................... 37

2.7.1 Cálculo del cortocircuito por unidad ................................................................................ 38

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2.7.2 De acuerdo a la Norma IEEE 141.93 [8] existen tres redes de impedancias comúnmente utilizadas en los diseños: ............................................................................................................ 39

3.0 Coordinación de dispositivos de protección. ............................................................................... 46 3.1 Datos requeridos para un estudio de coordinación. ................................................................. 46 3.2 Curvas típicas de algunos equipos de protección. ................................................................... 47 3.3 Límites de Equipos Eléctricos ................................................................................................. 50

3.3.1 Condiciones de funcionamiento de los equipos y/o dispositivos eléctricos ..................... 50 3.3.2 Requerimientos mínimos de protección ........................................................................... 53 3.3.3 Niveles de resistencia térmica de equipos ......................................................................... 55

3.4 Tiempos de intervalo de coordinación .................................................................................... 56 II. Estudio de aplicación de cortocircuito y coordinación de protecciones .................................... 58 4.0 Estudio de Corto Circuito ....................................................................................................... 58

4.1 Alcance del estudio de corto circuito ................................................................................. 58 4.2 Diagrama unifilar ............................................................................................................... 58 4.3 Diagrama unifilar simplificado DUE-1 .............................................................................. 60 4.4 Diagrama unifilar simplificado DUE-2 .............................................................................. 61 4.5 Recopilar Datos .................................................................................................................. 62 4.6 Seleccionar los valores Base .............................................................................................. 62 4.7 Convertir las impedancias en por unidad referidas a la base seleccionada ........................ 62 4.8 Calcular el corto circuito .................................................................................................... 66 4.9 Diagrama de Impedancias .................................................................................................. 69 4.10 Corridas de Cortocircuito ................................................................................................... 70 4.11 Verificación de capacidades interruptivas .......................................................................... 77

5.0 Estudio de Coordinación de Protecciones .............................................................................. 80 5.1 Cálculo y ajuste de protecciones en el transformador “TRF-1” 13.8 kV-440 Volts .......... 80

5.1.1 Datos del transformador TRF-1 ..................................................................................... 80 5.1.2 Cálculo del perfil de corrientes del transformador ......................................................... 80 5.1.3 Corriente de magnetización (INRUSH) ......................................................................... 80 5.1.4 Curva de daño térmico y punto ANSI del transformador .............................................. 81 5.1.5 Corriente Súbita (I súbita) o corriente máxima de arranque .......................................... 81 5.1.6 Corriente de cortocircuito ( Icc) ..................................................................................... 82 5.1.7 Protección principal en el secundario del transformador ............................................... 82 5.1.8 Cálculo de ajustes de la unidad de tiempo largo (Long time) ....................................... 83 5.1.9 Cálculo de ajustes de la unidad instantánea (instantaneous) .......................................... 83 5.1.10 Cálculo de ajustes de la unidad de falla a tierra (ground fault) .................................. 83 5.1.11 Ajustes seleccionados de la protección principal del transformador” ........................ 84

5.2 Cálculo de ajustes de relevadores de protección ANSI 50/51 y 50/51N en Subestación principal tablero ABB y Subestación tablero Siemens a 13.8 kV. ................................................. 84

5.2.1 Alimentador S.E. tablero ABB a 13.8 kV “S.E. principal” ............................................ 84 5.2.2 Protección del alimentador en S.E. principal CFE a 13.8 kV. ....................................... 86 5.2.3 Protección del alimentador en tablero Siemens a 13.8 kV. ............................................ 91 5.2.4 Graficas .......................................................................................................................... 93

III. Estudio de Arco Eléctrico ...................................................................................................... 95 6.0 Estudio de Arco Electrico (Arc Flash) ................................................................................... 95

6.1 Alcance del estudio ............................................................................................................ 95

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6.2 Cálculos del arco eléctrico ................................................................................................. 96 6.2.1 Ejemplo de cálculo para la barra colectora 558 ............................................................. 96 6.2.2 Determinación de la energía incidente normalizada ...................................................... 97 6.2.3 Cálculo de la frontera de protección contra arco ............................................................ 98

6.3 Resultados del análisis de arco eléctrico (Arc flash) ....................................................... 100 IV. Selección de equipo y evaluación del estudio ...................................................................... 100

6.4 Recomendaciones Generales ............................................................................................ 104 6.5 Areas de Etiquetado ......................................................................................................... 106 6.6 Costos ............................................................................................................................... 110

V. Conclusiones: ........................................................................................................................... 113 Referencias: ...................................................................................................................................... 114 Anexo1 ............................................................................................................................................. 116 Anexo 2 ............................................................................................................................................ 121 Anexo 3 ............................................................................................................................................ 130

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Introducción: En las plantas industriales la seguridad de las personas y de las instalaciones, es de vital importancia y las empresas que quieren ser competitivas deben cumplir con Normas y estándares de seguridad en sus instalaciones. En este trabajo se realizará un estudio de arco eléctrico en una planta industrial para poder seleccionar de forma adecuada el equipo de protección personal, también se obtendrá el conocimiento de los riesgos por arco eléctrico. En las empresas es necesario que el personal esté capacitado, tenga el equipo de protección personal (EPP) adecuado, los equipos eléctricos como Tableros de distribución en media y baja tensión, centros de control de motores (CCM) sean seguros y estén dentro de valores aceptables de su capacidad así como también que los interruptores estén de acuerdo a lo valores de cortocircuito y que exista coordinación de protecciones. Todo esto da como resultado beneficios y uno de ellos es sin duda la disminución y por qué no pensar en tener cero accidentes por arco eléctrico, mayor productividad, actualización de diagramas unifilares, generación de compromisos de seguridad ante la sociedad y contar con equipo eléctrico que disminuye los efectos del arco eléctrico cuando este se presenta. Para poder realizar el estudio de arco eléctrico son necesarios dos estudios importantes como lo son el estudio de cortocircuito y coordinación de dispositivos de protección. Esta tesis contiene 6 capítulos. El primer capítulo corresponderá de la teoría de arco eléctrico donde partiremos con los conceptos de arco eléctrico, causas, efectos y consecuencias; para después abordar los métodos de cálculo mencionando las ecuaciones utilizadas por la IEEE 1584 [7] y la NFPA 70E [11]. También en este capítulo se menciona la normatividad y estándares que hacen hincapié en la utilización de equipo de protección personal como la NOM-017-STPS [2], la NFPA-70E [11] y la OSHA [17] y al final ejemplos de ropa que se maneja contra el arco eléctrico. En el capítulo dos se aborda el tema de cortocircuito, contiene los conceptos básicos, lo que es un diagrama unifilar, las fuentes de cortocircuito, los tipos de falla y los métodos de cálculo para así realizar un estudio de cortocircuito. El capítulo tres corresponde a coordinación de dispositivos de protección, donde se verán conceptos necesarios, curvas de protección, limites de operación de equipos, requerimientos mínimos de protección de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005 [1] y márgenes de protección. El capítulo cuatro y cinco son el caso práctico donde se aplican los conceptos de cortocircuito, coordinación y arco eléctrico para una planta industrial en media y baja tensión 13.8 kV y 0.44 kV respectivamente. El capítulo cuatro corresponderá al estudio de cortocircuito donde se realizará un cálculo manual para algunas barras colectoras de acuerdo al diagrama unifilar simplificado, también

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adicionaremos las corridas de cortocircuito con ayuda de software SKM Power Tools, para poder realizar la verificación de capacidades interruptivas. El siguiente capítulo cinco es el estudio de coordinación de dispositivos de protección donde se presentara el valor de ajuste de protecciones del lado secundario del transformador, los valores de ajuste finales y la coordinación entre ellos. El ultimo capitulo es el estudio de Arco eléctrico donde se partirá de los resultados obtenidos de los estudios previos donde definiremos el alcance del estudio de arco eléctrico, se realizara un cálculo manual basado en la IEEE 1584 [3], y una tabla con resultados obtenidos del software donde se obtendrá la clase del equipo de protección personal, que será adecuado al nivel de energía incidente del sistema eléctrico y analizaremos los resultados, posteriormente se darán algunas recomendaciones para la planta, así como la realización de las etiquetas de arco eléctrico que también son una opción del software y tendremos los costos donde evaluaremos la factibilidad de realizar un estudio de arco eléctrico dentro de la planta industrial .

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Justificación: La seguridad dentro y fuera de las plantas industriales es importante, es por ello que el estudio de Arco Eléctrico permitirá poder seleccionar de forma adecuada el equipo de protección personal, así como tener presentes los riesgos implícitos por exposición al arco eléctrico para poder reducir y/o evitar lesiones o muerte al personal de operación y mantenimiento, cumpliendo con la normatividad nacional (NOM-029-STPS-2005) [7]. El tener una planta segura nos permitirá:

o Tener condiciones seguras de trabajo. o Elevar la continuidad. o No tener pérdidas económicas debido a los paros, pago de incapacidades y atenciones

médicas. o Realizar los programas de mantenimiento en condiciones seguras. o Cumplir con normatividad de seguridad.

El desarrollo de esta tesis pretende difundir los conocimientos básicos de arco eléctrico, cortocircuito y coordinación de protecciones para poder realizar un análisis del riesgo por arco eléctrico.

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Objetivo: Realizar un estudio de Arco eléctrico de una Planta Industrial existente en los tableros de distribución de 13.8 kV y centro de control de motores (CCm´s) en 440, 220 volts y en algunos puntos de la red eléctrica para tener los valores de energía incidente, distancias de seguridad y clases de equipo de protección personal antes de ejecutar cualquier trabajo eléctrico y así trabajar cumpliendo con las normas de seguridad eléctrica para evitar lesiones o muertes al personal de operación y mantenimiento de la planta Se emitirá la tabla de resultados del software así como las etiquetas donde identificáremos los riesgos por arco eléctrico; como energía incidente, distancias de seguridad y así se podrá especificar el equipo de protección personal adecuado a la barra colectora.

Capítulo I. Conceptos para el Estudio de Arco Eléctrico

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I. Conceptos para el estudio de Arco eléctrico 1.0 Arco Eléctrico Introducción:

El estudio de arco eléctrico determina la energía incidente, distancias de seguridad, el equipo de protección personal a utilizar y permite conocer los riesgos por exposición al arco eléctrico para reducir o eliminar peligros que acechan al personal de operación y mantenimiento eléctrico de la planta. En este capítulo se dará la definición, causas, riesgos por arco eléctrico así como la metodología que podemos emplear para el estudio de arco eléctrico. 1.1 Definición de Arco Eléctrico

Un arco eléctrico o falla por arco eléctrico es un destello (flashover) de corriente eléctrica a través del aire en un equipo eléctrico, debido a un conductor energizado expuesto a otro o a un equipo conectado a tierra.

El arco eléctrico por falla en los sistemas eléctricos es un peligro grande por la exposición de altas temperaturas y serios daños por quemaduras. Los arcos eléctricos producen calor intenso, explosiones sonoras y ondas de presión. Se tienen temperaturas extremadamente altas, intenso calor radiante que pueden encender la ropa y causar severas quemaduras que pueden ser fatales.

1.2 Causas de Arco Eléctrico

Los arcos pueden ser causados por los siguientes: Polvo e impurezas. Polvo e impurezas en las superficies de los aislamientos pueden

proveer un camino a la corriente, permitiendo un arco eléctrico y crear una descarga a través de la superficie. Esto puede crear un arco mayor.

Corrosión. La corrosión de partes de los equipos pueden proporcionar impurezas en la

superficie de los aislamientos. La corrosión también debilita el contacto entre las terminales, incrementa la resistencia de contacto a través de la oxidación u alguna otra contaminación corrosiva.

Condensación de vapor y goteo de agua pueden causar camino en la superficie de los

materiales aislantes. Esto puede crear un destello por arco eléctrico a tierra e incrementar el potencial de arco eléctrico.

Contactos accidentales. Contacto accidental con partes energizadas expuestas.


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Sobretensiones a través de espacios estrechos. Cuando las distancias de aire entre los conductores o fases es muy pequeña (debida a la mala calidad y daño de los aislamientos de los materiales), los arcos pueden ocurrir durante las sobretensiones temporales.

Falla por aislamiento de los materiales. Procedimientos impropios de trabajo. Mala utilización o diseño de los equipos.

1.3 Naturaleza del Arco Eléctrico El arco eléctrico produce algunas de las mayores temperaturas conocidas que ocurren en la tierra, alrededor de 19,426 °C. El intenso calor del arco causa la expansión súbita del aire. Esto resulta en una explosión con muy alta presión del aire. Todos los materiales conocidos son evaporizados a esta temperatura. Cuando los materiales son evaporizados, estos se expanden en volumen (por ejemplo el Cobre 67,000 veces y el Agua 1670 veces). La explosión puede propagar el metal derretido en el aire a mayores distancias con gran fuerza. En la siguiente figura se muestra el arco eléctrico entre dos terminales y se describen cada consecuencia al ocurrir dicho arco.

Arco Eléctrico

1. Calor a 35 000 °F 2. Vapor de cobre, se expande 67 000 veces 3. Fusión de metales 4. Luz intensa 5. Aire caliente con rápida expansión 6. Ondas de presión 7. Ondas de sonidos 8. Partículas

Figura 1.1 Naturaleza del Arco Eléctrico


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1.4 Riesgos por Arqueo de una Falla

Algunos de los riesgos del arqueo de una falla son las siguientes: Calor. Quemaduras fatales pueden ocurrir aun cuando la víctima se encuentra a cierta

distancia del arco. Serias quemaduras son comunes hasta una distancia de 3 metros. Objetos. El arco puede producir una explosión a una alta presión que libera los metales

en forma de gota o fragmentos que podrían penetrar el cuerpo humano.

Presión. Origina una explosión que puede lanzar a los trabajadores, desmayándolos y la presión en el pecho puede ser mayor a 140 kg/cm2.

Ropa. La ropa se quema a varios metros. Las áreas del cuerpo humano cubiertas por la

ropa, pueden sufrir quemaduras más severas que la piel expuesta.

Pérdida auditiva por explosión sonora. El sonido puede tener una magnitud hasta de 140 dB a una distancia de 60.96 cm del arco

a) Mano quemada por arco eléctrico b) Áreas quemadas donde hubo contacto de la ropa con la piel

Figura 1.2 Quemaduras ocasionadas por arco eléctrico


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1.5 Probabilidad de Sobrevivencia

De acuerdo con estadísticas de la Asociación Americana de Quemaduras (American Burn Association) por daños de quemadura por arco eléctrico, la probabilidad de sobrevivir decrece con el incremento de la edad en la persona.

Figura 1.3 Probabilidad de sobrevivencia

1.6 Impactos por arco eléctrico (arc flash) en el cuerpo humano

El tratamiento de la piel puede requerir años con rehabilitación y medicamento. La victima puede no regresar a su trabajo o puede ya no tener la misma calidad de vida. Aunque no hay un costo establecido para un daño orgánico se pueden citar los siguientes costos directos:

Tratamiento que puede exceder el $ 1 000 000 pesos. Litigación por honorarios. Pérdidas de producción.

1.7 Exposición potencial al arco eléctrico

Aunque los incidentes por arco eléctrico no son muy comunes, estadísticas muestran que causan daños considerables. El Buro de estadísticas laborales (Bureau of labor statistics) informa que en 1994, fueron reportados 11,153 casos por ausencia en el trabajo, debido a quemaduras eléctricas, electrocución, daños por Choque eléctrico, incendios y explosiones en los Estados Unidos de Norteamérica. El censo de daños fatales arrojó que 548 empleados han muerto debido a la exposición a la corriente de eléctrica y 6,548 por incendios y explosiones en el trabajo, esto en USA.


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La probabilidad de la exposición al arco eléctrico depende de lo siguiente:

Número de veces que los trabajadores se ubican cerca de equipo energizado. Complejidad de la tarea a desarrollar, necesidad de utilizar la fuerza, espacio

márgenes de seguridad disponible y otros. Vestimenta, destreza mental, habilidades físicas, coordinación con el ayudante. Herramientas usadas. Condiciones de equipo.

1.8 Frontera de protección

Las cuatro fronteras de protección son:

1. Frontera de protección del arco. Es cuando se puede dar un arco eléctrico por destello, un límite de aproximación a una distancia de una posible fuente de arco dentro de la cual una persona puede recibir una quemadura de segundo grado por arco eléctrico. La energía incidente de 1.2 Cal/cm2 es mayor a 0.1 seg. Es un valor considerado para un umbral de una quemadura de segundo grado.

2. Frontera de aproximación limitada. Una aproximación limitada es una distancia de una exposición de una conductor eléctrico o parte de una circuito dentro del cual existe peligro por choque eléctrico

3. Frontera de aproximación restringida. Es la distancia a una exposición de un conductor eléctrico energizado o parte del circuito en el cual se incrementa el riesgo por choque eléctrico debido a un arco eléctrico combinado por movimiento inadvertido del personal que está trabajando en una proximidad cerrada al conductor energizado o parte del circuito.

4. Frontera de aproximación prohibida. Es una distancia a un conductor expuesto energizado o parte del circuito en el cual el trabajo es considerado en contacto con el conductor expuesto energizado o parte del circuito

1.9 Métodos de cálculo

Los cálculos de riesgo por arco se realizan por varios métodos. La elección del método puede ser basada en la información obtenida por el volumen del cálculo de trabajo, necesidad de precisión, disponibilidad de los recursos y del riesgo por arco eléctrico. Cualquier método que sea usado, será desarrollado por una persona calificada, que deberá evaluar las limitantes de los métodos empleados y además deberá desarrollar el análisis de ingeniería.

1. La tabla 130.7 (C)(9) de la NFPA 70E-2004 [11] provee un simple camino para determinar

categoría del riesgo sin embargo estas tablas simplificadas, es un método usado para pequeños sistemas radiales. y es el último en cuanto al grado de precisión porque es muy generalizado ya que las tablas no proveen con exactitud el rango de cal/cm2 requerido para el equipo de protección personal.


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2. Cálculos manuales. Se pueden desarrollar cálculos manuales utilizando las ecuaciones de la NFPA 70E-2004 [11] y la IEEE 1584 [7], para sistemas de distribución radiales pequeños.

3. Hojas de cálculo. El estándar IEEE 1584 viene con hojas de cálculo en Excel. Similares

hojas de cálculo puede ser usadas con la NFPA 70E. Este calculador requiere el uso de datos de la corriente de falla por cada punto y los tiempos de disparo de equipos de protecciones por cada fuente. Este método es limitado para pequeños sistemas radiales y los errores se incrementan con el tamaño del sistema.

4. Software comercial. Este es una práctica para sistemas con múltiples fuentes y escenarios

de interconexiones donde se requiere de precisión, y existan cambios todo el tiempo. Una vez que los datos son llevados al software, se realizan las corridas en poco tiempo, obteniendo resultados instantáneos.

El software utilizado para el cálculo de arco eléctrico se apoya en la NFPA-70E e IEEE-1584, donde es posible tener los resultados en una tabla, mostrando las barras colectoras del sistema eléctrico, valores de energía incidente en cal/cm2, nivel de peligro y nivel de peligro.

1.10 Diferencia entre el cálculo con la NFPA 70E y la IEEE 1584

El método de NFPA 70 E estima la energía incidente basada en el valor teórico máximo de la energía disipada por una falla por arqueo (arcing fault), basado en el trabajo de Ralph Lee`s. (The other electrical Hazard, Electric Arc Blast Burns, 1985) La IEEE 1584 estima la energía con ecuaciones desarrolladas de análisis estadísticos de mediciones tomadas en pruebas y es un método que fue desarrollado, para ofrecer resultados más apegados a la realidad. Y evitar accidentes debido a una sobreprotección en los trabajadores.

1.11 Los accidentes con exposición al arco eléctrico puede ser reducidos por medio

de:

1. Programas de seguridad. 2. Señalamientos y delimitando áreas. 3. Uso adecuado de equipo de protección personal.

1.12 Programas de seguridad

a) Valoración del riesgo. b) Documentación. c) Equipo de protección personal (EPP). d) Desarrollo de procedimientos para minimizar riesgos. e) Entrenamiento a los trabajadores. f) Realizar mantenimientos preventivos g) Auditorias de seguridad.


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h) Plan de seguridad corporativo. 1.13 Pasos para el cálculo del arco eléctrico

1. Recolección de datos del sistema e instalaciones. 2. Determinar los modos de operación del sistema. 3. Determinar las corrientes de falla (bolted fault currents). 4. Determinar las corrientes de falla por arqueo (arc fault currents). 5. Tener las características de los equipos de protección así como el tiempo de duración

del arco. 6. Documentar los voltajes y clases de equipo. 7. Seleccionar las distancias de trabajo. 8. Determinar la energía incidente para todos los equipos. 9. Determinar las fronteras de protección por arqueo.(flash-protection boundary) para todos

los equipos.

El arco eléctrico se puede calcular por medio de la IEEE 1584 y la NFPA 70E. A continuación se enunciaran las fórmulas de cada uno de estos estándares.

1.14 Cálculo con Estándar IEEE 1584-2002

IEEE Std 1584-2002

Las siguientes ecuaciones empíricas para la evaluación del arco eléctrico fueron desarrolladas por la IEEE Standard 1584-2002, por un grupo de trabajo del arco eléctrico. Estas ecuaciones están basadas en resultados de pruebas aplicables en las siguientes condiciones.

Tabla 1.1 Parámetros y rangos

Paso 1. Estimar la Corriente de Arco

Para sistemas de baja tensión (<1 kV), la corriente de arco eléctrico está dada por la siguiente ecuación: Lg Ia = K+ 0.662 (log(Ibf ))+0.0966V+ 0.000526G+ 0.5588V (log(Ibf )) - 0.00304G(log(Ibf )).......(1.1) Dónde: log = logaritmo

PARAMETRO RANGO APLICABLE Tensión del sistema (kV) 0.208 a 15 kV en sistema trifásico Frecuencia (Hz) 50 o 60 Hz Corriente de falla (kA) 0.7 a 106 kA Distancia entre electrodos (mm) 13 a 152 mm

Tipo de envolvente de equipo Abierto al aire, caja, tablero, cables. Tipo de tierra No aterrizado, aterrizado, alta resistencia a tierra Fases 3 Fases de Falla


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Ia = Corriente de arco (kA) K = –0.153; configuración abierta K = –0.097; configuración en caja Ibf = Corriente de falla franca trifásica (kA) V = Voltaje del sistema. (kV). G = Distancia entre conductores (mm).

Para tensión media (>1 kV), la corriente de arco está dada por la ecuación:. lg Ia = 0.00402+ 0.983 log (Ibf ).....................(1.2)

En alta tensión existen casos donde no distingue entre una configuración abierta o cerrada.

Convirtiéndose quedando la fórmula así: Ia = 10 lgIbf

Paso 2. Cálculo de la energía incidente

Esta ecuación toma el dato normalizado para un tiempo de arco de 0.2 segundos y una distancia hacia una persona de 610 mm a un punto posible de arco. log En = K1 + K2 + 1.081 (log(Ia )) + 0.0011G (1.3)

Dónde: En = Energía incidente normalizada (J /cm2) para un tiempo y distancia. K1 = -0.792; configuración abierta. = -0.555; configuración en caja. K2 = 0; Sistemas no aterrizados y con una alta resistencia a tierra. = -0.113; sistemas aterrizados. G = Distancia entre conductores. (mm). Ver tabla 3.3 en anexo 3.

Paso 3. Estimación de la energía incidente.

E = 4.184 Cf En (t/0.2) (610x / Dx)...............(1.4) Dónde: E = Energía incidente (J / cm2) Cf = Factor de Cálculo (Calculation factor) = 1.0; tensión > 1kV = 1.5; tensión < 1kV En = Energía incidente normalizada t = Tiempo de arco (segundos) D = Distancia posible del origen del arco a una persona (mm) x = Es el exponente de la distancia. Ver Tabla 3.3 en el anexo 3.

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Paso 4: Frontera de protección contra arco Frontera de protección contra arco es la distancia de una parte viva expuesta, al cual una persona sin equipo de protección personal puede recibir una quemadura de segundo grado curable.

DB = (4.184CfEn (t/0.2)(610X / EB) ) 1/X

Dónde: DB = Es la distancia de frontera del punto de arqueo (mm) Cf = Factor de cálculo = 1.0; voltage > 1 kV = 1.5; voltage < 1 kV En = Energía incidente normalizada. EB = Energía incidente en (J/cm2) a una distancia de frontera. t = Tiempo de arco (segundos). x = Es la distancia, exponente.Ver tabla 3.3 en anexo 3. Ibf = Corriente de falla franca (kA). EB puede ser 5.0 J/cm2 para una piel o dentro del rango del equipo de protección personal.

1.15 Cálculo con NFPA 70E Arco eléctrico

A continuación se muestra parte del anexo D de la NFPA 70E 2004 que no es parte de los requerimientos de la NFPA 70E pero se incluye como información.

Figura 1.4 Límite de protección de arco


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1.15.1 Ecuaciones básicas para calcular las distancias de la frontera de protección contra arco eléctrico

Dc = [2.65 x MVAbf x t]1/2

Dc = [53 x MVA x t]1/2

Dónde: Dc = Distancia en pies de la persona a la fuente de arco para una quemadura curable (por ejemplo: la temperatura de la piel se mantiene a menos de 80 grados). MVAbf = MVA del punto de falla. MVA = MVA nominales del transformador. Para transformadores con valores nominales menores de 0.75 MVA, multiplique los MVA nominales del transformador por 1.25. t = Tiempo de exposición al arco en segundos. El tiempo de liberación de la falla para un fusible limitador de corriente es de aproximadamente ¼ de ciclo o 0.004 segundos si la corriente de arco esta dentro del rango de su capacidad de limitación de corriente. Ver figura 3.4.

El tiempo de liberación de la falla de la unidad de disparo para un interruptor automático de 5 kV y 15 kV es aproximadamente 0.1 segundos o 6 ciclos si la función instantánea esta habilitada. Esto se puede desglosar de la siguiente manera: tiempo real del interruptor (aproximadamente 2 ciclos), más el tiempo de operación del relevador de aproximadamente 1.74 ciclos, más un margen de seguridad de 2 ciclos, que es tiempo total de aproximadamente 6 ciclos como se muestra en la figura 1.5.

Figura 1.5 tiempo de liberación de falla


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1.15.2 Cálculo de la exposición a la energía incidente para el análisis de peligro de arco eléctrico

Los parámetros necesarios para hacer el cálculo son:

1. Máxima corriente de falla de cortocircuito trifásico sólido en el equipo y el mínimo nivel de falla en el que el arco se sostendrá. Para sistemas de 480 Volts, la industria aceptó como mínimo para sostener una falla de arco el 38% de la posible corriente de falla de cortocircuito trifásico.

2. El tiempo total de liberación del dispositivo de protección a la máxima corriente de cortocircuito y al mínimo nivel de falla en el cual el arco se auto sostendrá.

3. La distancia del trabajador a la posible fuente de arco para la tarea que va a realizar se indica en la tabla 3.2 anexo 3.

Arco abierto al aire libre 600 volts

EMA = (5271) DA –1.9593 tA [ 0.0016 F2 - 0.0076F + 0.8938 ]

Dónde: EMA = Máxima energía incidente del arco abierto, cal/cm2

DB = Distancia a los electrodos de arco, pulgadas (para distancias de 18 pulgadas y mayores) tA = Duración del arco en segundos. F = Corriente de cortocircuito de falla trifasica, kA (para el rango de 16 kA a 50 kA) Arco en una caja cúbica (arco en caja) hasta 600 volts Esta ecuación es aplicable a relámpagos de arco que provienen de adentro de: equipos de maniobra, centro de control de motores u otros encerramientos similares de equipos eléctricos.

EMB = (1038) DB –1.4738 tA [ 0.0093 F2 - 0.3453F + 5.9675 ]

Dónde:

EMB = Máxima energía incidente en caja cúbica, de 508 mm por lado en, cal/cm2

DA = Distancia a los electrodos de arco, pulgadas (para distancias de 18 pulgadas y mayores) tA = Duración del arco en segundos. F = Corriente de cortocircuito de falla sólida, kA (para el rango de 16 kA a 50 kA)

Las Típicas distancias utilizadas al aire libre o en caja, para el cálculo de la energía incidente se muestran en la tabla 3.2 del anexo 3.


21

1.16 Energía incidente a tensión superior a 600 V para el análisis de peligro de arco

Energía incidente producida por un arco trifásico abierto en sistemas con valores nominales superiores a 600 V.

E = 793x F x V x tA / D

2

E = Energía incidente, cal/cm2

D = Distancia a la fuente de arco, pulgadas. tA = Duración del arco en segundos. F = Corriente de cortocircuito de falla sólida, kA V = Tensión de fase a fase del sistema, kV.

1.16 Equipo de protección

El equipo de protección personal es requerido por normas y estándares como NOM –017-STPS-2001, la NFPA 70E 2004 y la OSHA, para proteger a los trabajadores de los peligros en los lugares de trabajo. El tipo de equipo de protección personal requerido depende del peligro que ha sido documentado y determinado. En el caso del peligro por arco eléctrico, el propósito principal del equipo de protección personal es reducir el daño al trabajador a un nivel de una quemadura curable.

1.17.1 NOM-017-STPS-2001

El Objetivo de esta norma es: Establecer los requisitos para la selección, uso y manejo de equipo de protección personal, para proteger a los trabajadores de los agentes del medio ambiente de trabajo que puedan dañar su salud. La norma contempla las obligaciones del patrón: - En las cuales debe de mostrar a la autoridad del trabajo, los documentos que la norma

solicite. - Determinar el equipo de protección personal en cada puesto de trabajo de acuerdo al

análisis de riesgos de la tabla A1 de la Nom-017-STPS-2001. - Dotar a los trabajadores de EPP certificado, así como la reposición de este cuando lo

amerite. - Comunicar a los trabajadores sobre los riesgos a los que están expuestos. - Proporcionar a los trabajadores la capacitación y adiestramiento para el uso del EPP.

También la Norma contempla las obligaciones del trabajador como: - Participar en la capacitación y adiestramiento. - Utilizar el EPP, así como revisar las condiciones del EPP al iniciar, durante y al finalizar

el uso. Procedimientos para el equipo de protección personal. Los procedimientos deben de basarse en las recomendaciones, instructivos, procedimientos o manuales del fabricante, proveedor o distribuidor del equipo. Y Deben de contener su uso, limitaciones, reposición, mantenimiento, revisión, limpieza y resguardo.


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1.17.2 NFPA 70E 2004 [11] Es un Estándar para la Seguridad Eléctrica en los lugares de trabajo y fue preparada por el Comité Técnico de Seguridad Eléctrica en los Lugares de trabajo por la National Fire Protection Association (NFPA). La NFPA desarrolló una norma para instalaciones eléctricas compatible con los requisitos de OSHA para la seguridad del empleado en los lugares incluidos dentro del NEC. En el entendimiento de que no tiene el propósito de que se aplique como una norma de diseño, instalación o modificación o construcción para una instalación o sistema eléctrico. Su contenido es para aplicarlo a una instalación eléctrica o a un sistema eléctrico como parte del lugar de trabajo de un empleado. Esta norma es compatible con las estipulaciones correspondientes de la NOM Y NEC pero no tiene el propósito, ni puede, utilizarse en lugar de estas. La NFPA 70E tiene el propósito para que la usen: empleadores, empleados y OSHA. A continuación se presentan los siguientes artículos de la NFPA 70E 2004.

“NFPA 70E 2004 130.3 (B) La ropa de protección para la aplicación con el análisis de peligro de arco eléctrico. Donde ha sido determinado que el trabajo se realizara dentro de la frontera de protección del relámpago de acuerdo a 130.3 (A), uno de los siguientes métodos deberá de ser usado para la selección de la ropa de protección y del equipo de protección personal. 1. Análisis de energía incidente. Este análisis determinará la energía incidente a la cual el

trabajador estará expuesto (en calorías por centímetro cuadrado) y será documentada por al patrón [...]

2. Categorías de Riesgo / peligro. De acuerdo a los requerimientos de 130.7 (C) (9), 130.7 (C) (10), 130.7 (C) (11.) [...]”(pag26) de referencia [11]

NFPA 70E 2004 “Equipo de protección personal y otros (sección 130.7). (A) General. “A los empleados que trabajan en áreas donde hay peligros eléctricos, se les

deberá proveer y deberán usar, equipo de protección que esté diseñado y construido para la parte específica del cuerpo que se va a proteger y para el trabajo a realizar.

FPN No. 1 el equipo de protección personal requerido de 130.7 está previsto para proteger a las persona de un arco por destello y peligro de choque eléctrico. Aun con el equipo de protección seleccionado pueden resultar en quemaduras en la piel pero estas heridas serán reducidas y se tendrá la posibilidad de sobrevivir. El EPP requerido de 130.7 no protege contra traumas físicos u otro que se pueda presentar por efectos térmicos del arco eléctrico.

FPN No. 2 Cuando la energía incidente excede los 40 cal/cm2 en la distancia de

trabajo, se dará un gran énfasis a desenergizar, antes de trabajar dentro de la frontera de límite de aproximación de exposición eléctrica a los conductores o partes del circuito [...]” (pag28) de referencia [11]

(B) Cuidado del equipo. “[...] El equipo de protección se mantendrá en áreas seguras

y confiables. El equipo deberá inspeccionarse visualmente antes de usarlo.


23

(C) Equipo de protección personal.

(1) General. Todas las partes del cuerpo dentro de la frontera de protección deberán ser protegidas.

(2) Movimiento y visibilidad. Cuando la ropa resistente a la flama es usada para

proteger al empleado, deberá de cubrir toda la ropa que se puede quemar y permitir el movimiento y la visibilidad.

(3) Cabeza, cara, cuello y barbilla (área de protección de la cara). Los empleados

deberán usar equipo de protección no conductivo para la cara, cuello y barbilla siempre que exista peligro por daño a la exposición de arcos eléctricos. Si los empleados usan redecillas y/o redes en la barba, estos deberán ser resistentes a la flama.

(4) Protección de Ojos. Deberá utilizarse siempre que exista riesgo por daño a la exposición de arcos eléctricos, destellos o por objetos que vuelen como resultado de una explosión eléctrica.

(5) Protección del cuerpo. Los empleados deberán vestir ropa resistente a la llama

siempre que exista la posibilidad de exposición a relámpago de arco por encima del umbral del nivel de energía incidente para una quemadura de segundo grado 5 J/ cm2,1.2 cal/cm2 .[...]” (pag28)

FPN : Esta ropa puede ser suministrada como un traje de arco eléctrico con chaqueta playeras, pantalones o como overoles con una combinación de chaqueta y pantalón o para incrementar la protección, como overoles con chaqueta y pantalón.

(6) Protección de las manos y brazos. “[...] Como se muestra abajo, deberá de proveer

acorde con (a) (b) y (c). (a) Protección de choque. Empleados deberán usar guantes de caucho con cuero protector donde hay peligro de daño en la mano por choque. [...] (b) Protección por arco. [...] (c) Mantenimiento y uso. El equipo de protección personal deberá estar mantenido con seguridad y ser confiable. El equipo aislado deberá ser inspeccionado antes de cada día de uso e inmediatamente después de haber recibido energía incidente que pueda haber causado daño. Además el equipo de protección personal deberá ser sujeto a pruebas eléctricas periódicas.

(7) Protección de pies. Zapatos dieléctricos son requeridos. Contra la protección de potencial de paso y de contacto. Las suelas aisladas no tienen el propósito de ser utilizadas como protección eléctrica principal. [...]” (pag29)

(8) Estándares de equipo de protección personal.” [..] (9) Selección de equipo de protección personal para diversas tareas.

“Donde sea seleccionado el equipo de protección personal y no se realice el análisis de energía incidente de acuerdo a 130.3 (B) (1), deberá usarse la tabla


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130.7 (C) (9) de NFPA 70E 2004, para determinar la categoría el riesgo/peligro y los requisitos para el uso de los guantes aislados de caucho, de las herramientas aisladas de mano y aisladores para una tarea. [...]” (pag30)

(10) Matriz de Ropa de protección y equipo de protección personal.

“Una vez que la categoría de riesgo / peligro ha sido identificada de la tabla 130.7 (C)(9) incluyendo notas asociadas y requerimientos de 130.7 (C)(9). La tabla 130.7 (C)(10) lista los requerimientos para la ropa y otros equipos de protección personal basados en la categoría de riesgo / peligro del 0 al 4. Esta ropa y equipo deberá ser usado cuando se trabaje dentro de la frontera de protección contra arco. .[...]” (pag34) (11) Características de la ropa de protección. “La tabla 130.7 (C)(11) lista ejemplos y características típicas de la ropa de protección incluyendo el grado de protección para varias ropas. .[...]” (pag.37). Ver tabla 1.2

Categoría peligro/riesgo

Descripción de la ropa Nivel mínimo de protección

al arco requerido de EPP

[j/cm2 (cal/cm2)]

0 Materiales no fundentes, inflamables, (p.e., algodón no tratado, lana, rayón o ceda, o combinaciones de estos materiales) con un peso mínimo de 4.5 oz/yd2

N/A

1

Camisa y pantalones u overol RF (Retardarte al fuego)

16.74(4)

2 Camisa y pantalones u overol RF (Retardarte al fuego)

33.47 (8)

3 Camisa y pantalones u overol RF (Retardarte al fuego) y traje de arco, seleccionado de modo que el arco del sistema, cubra lo mínimo requerido.

104.6 (25)

4 Camisa y pantalones u overol RF (Retardarte al fuego) y traje de arco, seleccionado de modo que el arco del sistema cubra lo mínimo requerido.

167.36 (40)

pag. 37 NFPA 70E 2004 tabla 130.7

TABLA 1.2 Características de la ropa de protección. 1.17.3 OSHA

Por sus siglas en ingles OSHA (Occupational Safety and Health Administration). Es una agencia que forma parte del departamento de trabajo de los Estados Unidos de America (E.U.A.) Esta se creó en 1970 con el fin de ayudar a los empleadores y a los empleados a eliminar o disminuir las lesiones, las enfermedades y las muertes laborales en los E.U.A. La agencia incita a empleadores y empleados a reducir riesgos de trabajo y promover

nuevas gestiones de seguridad y salud o a mejorar los ya existentes.


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Desarrolla normas obligatorias de salud y seguridad laborables y las aplica mediante inspecciones.

Promueve ambientes laborales seguros y sanos mediante alianzas y asociaciones y programas cooperativos.

Establece responsabilidades de los empleadores y empleados con el fin de lograr mejores condiciones de seguridad y salud.

Apoya el desarrollo de formas innovadoras de resolver peligros en el lugar de trabajo. Ofrece sistema de informes y registros con el fin de monitorear lesiones y

enfermedades asociadas con el trabajo. Programas de formación con el fin de aumentar la pericia del personal de seguridad y

salud ocupacional. Brinda ayuda técnica y para la conformidad así como formación y educación Colaboradora con los estados que dirigen sus propios programas de seguridad y salud

ocupacionales. Apoya el servicio de consulta.

La OSHA en su sección 1910 establece que el empleador deberá asegurar que cada empleado expuesto a arcos eléctricos no deberá usar ropa que pueda incrementar los daños por arco.

1.18 Ropa resistente a la flama por arco eléctrico

Chaqueta (Jacket). Éstos son generalmente de varias capas y son como las camisas de varias capas. Véase cuadro 1.6 (a) Babero (Bib overall): El babero o jardineros de trabajo con pechera usados con una camisa proveen una protección más alta al área del pecho que una camisa usada con pantalón. Véase figura 1.6 (b). Pantalón y camisa (pants/shirt). Las camisas y los pantalones se pueden utilizar para la energía incidente de 4.0 cal/cm2 o abajo. Éstos pueden ser de varias capas para un grado más alto del arco. Overol (overalls). Son trajes de una sola pieza equivalentes a la camisa y pantalón. Ropa interior/Undergarment: Éstos pueden llevar camisas, chaquetas o pantalones debajo. Ellos proporcionan una capa extra de protección. Con la Ropa de multicapas es más flexible y fácil de trabajar ya que se atrapa el aire proporcionando un aislamiento térmico adicional. La combinación de ropa interior /undergarment con una camisa aumenta el rango de protección.


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Figura 1.6. Ropa retardante. (a) Chaqueta (b) Babero total (Bib-overall) (c) Traje completo de arco

Capucha (Hood). La capucha es parte del sombrero, tiene protección de la cara y tiene tela retardante al fuego cubriendo la cabeza, los oídos, el cuello y los hombros. Véase figura 1.6 (c), Otros equipos de protección personal. Guantes. Los guantes proporcionan el aislamiento a la electricidad y el calor. Una combinación de caucho (usado adentro) y de materiales del cuero (usado afuera) se utiliza típicamente. Los guantes deben ser suficientemente largos para cubrir las mangas

Clasificación por Tensión de

guantes Máxima Tensión Prueba en kV

Clase 00 500 V 2.5

Clase 0 1000 V 5

Clase 1 7500 V 10

Clase 2 17000 V 20

Clase 3 26500 V 30

Clase 4 36500 V 40

Tabla 1.3 Clasificación por tensión de guantes


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Botas. El cuero de trabajo pesado de los zapatos proporciona protección contra el arco eléctrico a los pies y deberán usarse en todas las tareas de categoría 2 en peligro/riesgo y mayores y en energía incidente mayor que 4 cal/cm2. pag 70E-38. NFPA 70E 2004 Visores de protección contra arco eléctrico. Están diseñados para proteger de niveles bajos de energía incidente por peligro de arco eléctrico. El visor cuando es usado en conjunto con una capucha provee una protección de riesgo peligro categoría 2 (HRC2) arriba de 12 cal/cm2 de acuerdo a la NFPA 70E. Hot stick: La pértiga es utilizada para operar fusibles e interruptores. Proporcionan un aislamiento con respecto a las partes de alta tensión manteniendo una distancia de trabajo aumentada, de modo que la energía incidente sea menor. La Manta de Supresión de arco: Esto proporciona una barrera de la llamarada del arco. Las Orejeras: La explosión del arco puede causar las lesiones severas de oido. Deben llevarse las orejeras para proporcionar el aislamiento al sonido y reducir el impacto. Las Barreras mecánicas: Proporcionan protección de la radiación térmica así como de la presión de la explosión. Estas pueden ser usadas para las radiaciones de calor extremas, pero no es conveniente para otro trabajo. Herramientas aisladas. Los empleados deberán usar herramientas aisladas y/o equipos de manipulación cuando trabajen dentro de la frontera de aproximación limitada donde la exposición a partes del circuito o conductores eléctricos energizados puedan tener contacto con las herramientas o equipos de manipulación de forma accidental. pag. 70E-39 NFPA 70E 2004

Figura 1.7 Guantes de cuero/caucho y visor de policarbonato


28

Figura 1.8 Capucha, chaqueta Figura1.9 Traje de arco eléctrico Capucha, guantes y Jardineros de Trabajo (Bib-overall) aislantes y overol (overall)

Figura 1.10 Traje de arco eléctrico. Capucha, guantes aislantes y overol (overall)


29

Figura 1.11 Traje de arco eléctrico y overol.


30

2.0 Cortocircuito Importancia del estudio de cortocircuito

Los estudios de cortocircuito en las redes eléctricas, permite obtener información valiosa para minimizar los efectos de las fallas; el cortocircuito es una situación indeseable en un sistema eléctrico pero que lamentablemente se puede presentar eventualmente. Un cortocircuito: se puede dar por; una falla de aislamiento, por envejecimiento prematuro, alguna maniobra errónea, etc. Y en estas condiciones se debe de conocer las magnitudes de las corrientes de cortocircuito. En forma general se puede decir que un estudio de cortocircuito da información que permite:

1. Determinar las capacidades interruptivas de los elementos de desconexión (interrupción) de las corrientes de cortocircuito como son interruptores, fusibles, restauradores y fusibles de potencia principalmente.

2. Seleccionar y coordinar los dispositivos de protección contra las corrientes de

cortocircuito.

3. Hacer los estudios térmicos y dinámicos debidos a los efectos de las corrientes de corto circuito en algunos elementos de las instalaciones como son sistemas de barras, tableros, cables de fase aislada, etc.

4. Relacionar los efectos del cortocircuito en la estabilidad de las redes eléctricas en

sistemas de potencia.

Un estudio de cortocircuito se inicia siempre con un diagrama unifilar del sistema por estudiar donde se indiquen todos los elementos que van a intervenir, especialmente las fuentes y elementos pasivos donde los valores de potencia, tensiones e impedancias son importantes.

2.1 Diagrama unifilar.

Es aquel que indica por medio de líneas sencillas y símbolos, la interconexión y partes componentes de un circuito o sistema eléctrico. El propósito de un diagrama unifilar es el de suministrar en forma concisa información significativa acerca del sistema. La importancia de las diferentes piezas de un sistema varía con el problema bajo consideración, y la cantidad de información que se incluye en el diagrama depende del propósito para el que se realiza. La claridad y facilidad de lectura de los diagramas unifilares son causa de su gran utilización en el proyecto, construcción y operación de instalaciones eléctricas.


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Al elaborar los datos para el cortocircuito, el primer paso es desarrollar un diagrama unifilar del sistema eléctrico. En un sistema trifásico equilibrado, la impedancia del circuito para cada fase es igual que para las otras dos fases. Esta característica simétrica se aprovecha, dibujando el sistema eléctrico como; un sistema monofásico. Se refiere este diagrama a una sola-línea.” Los símbolos estándar de ANSI Y32.2-1975 (IEEE Std.315-1975) [10], de IEC 117 y en la Norma Mexicana NMX-J-136 [18], se utilizan para representar los diferentes equipos y elementos del diagrama unifilar. El diagrama unifilar incluirá todas las fuentes de cortocircuito, (Acometida, generadores, motores síncronos, motores de inducción, condensadores.), y todos los elementos del circuito significativos, (transformadores, cables, disyuntores, fusibles.).

2.2 Simbología

Batería de Una Celda.- + - Bobina en derivación.- Contactor de Operación Manual.- 1 Polo 2 Polos Desconectador Doble Tiro.-

Fusible

Interruptor con Elemento Magnético de Sobrecarga.-

Pararrayos

Transformador

Figura 2.1 simbología utilizada en diagramas unifilares.


32

2.3 Definición de Cortocircuito

Un cortocircuito se presenta cuando existe contacto entre dos o más conductores, entre los cuales hay una diferencia de potencial como, puede ser entre fases o fase a tierra, de distinta fase o entre un conductor de fase a tierra teniendo una impedancia cero. Los cortocircuitos normalmente aumentan en forma considerable la magnitud de la corriente de los circuitos eléctricos. Este fenómeno del cortocircuito representa una condición de las más severas a la que se puede ser sometida una instalación eléctrica ya que en su manifestación más acentuada produce efectos térmicos y efectos dinámicos que en ocasiones se presentan con tal violencia que pueden provocar la destrucción mecánica de las maquinas e inclusive de los materiales. Según la construcción de la red tal sobrecorriente se distribuye entre distintas partes de la red y en forma análoga se puede decir de las sobrecargas, si se considera que el nivel de la corriente de falla puede alcanzar valores de 10 a 20 veces la corriente nominal, se puede inferir la importancia que tiene una protección adecuada y selectiva que evite consecuencias desastrosas en las instalaciones eléctricas.

2.4 Corrientes simétricas y asimétricas

“Simétrica” es toda aquella forma, figura o señal en la cual se puede trazar un eje horizontal o vertical y ambas mitades son iguales. Cuando las mitades son diferentes, entonces se dice que son “asimetricas” Las corrientes simétricas se describen como el desplazamiento de las ondas de c.a con respecto al eje cero. Este término se aplica a c.a únicamente. Fig 2.2. Las corrientes asimétricas (aplican únicamente a c.a) es aquella que tiene una onda senoidal fuera del eje de simetría debido a una componente de c.d sobrepuesta. Una corriente asimetrica dara como resultado mayores valores de corriente de cortocircuito que una corriente simetrica.

Onda de c.a. simétrica Figura 2.2

Envolventes de la onda senoidal simétricos con respecto al eje cero

Eje cero


33

Si los picos positivos o negativos de la forma de onda de corriente no son simétricos con respecto a su eje de simetría, son llamadas corrientes asimétricas. La (Figura 2-3) muestra una onda de corriente de falla. La magnitud de la compensación de la forma de onda de corriente depende del tiempo en el cual la falla ocurre en la forma de onda de voltaje y si la red es reactiva y resistiva.

Onda de c.a. asimétrica Figura 2.3

Si la red es puramente reactiva la compensación puede llegar a ser menor, dependiendo del tiempo en que ocurra la falla. Si la red es puramente resistiva la forma de onda de la corriente no tiene compensación. Si la red tiene resistencias e inductancias la compensación en la corriente empezará hasta llegar a (completarse y gradualmente la compensación de la corriente simétrica caerá) alrededor del eje cero.

Como un estado previo, las máquinas de inducción y sincronas conectadas al punto de falla, y la energía que ellas proporcionan empieza a decaer durante el tiempo. La Figura 2.4 muestra onda de corriente.

Las envolventes no son simétricas respecto al eje cero

Eje de simetría

Componente de c.a.

Totalmente desplazado Eje Cero

Parcialmente Desplazado


34

Cortocircuito típico

Componentes de la Corriente de Cortocircuito Figura 2.4

Las corrientes de cortocircuito son siempre asimétricas durante los primeros ciclos después de haber ocurrido la falla y contiene ambas componentes c.a y c.d. La componente de corriente directa (c.d) es siempre máxima después de haber ocurrido la falla de corto circuito, esto durante los primeros ciclos y la forma de onda se muestra en la Figura 2.5

Decremento de la corriente c.d y el efecto de la asimetría en la corriente Figura 2.5

Componente de c.d.

Las envolventes no son simétricas Respecto al eje cero

Instante en el cual ocurre el cortocircuito

Corriente total Asimétrica

Componente de c.d.

Componente de c.a.

Corriente total Asimétrica

Componente de,c.d.

Componente de c.a.


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2.5 Fuentes de corriente de cortocircuito

o Generadores y motores síncronos o Máquinas de Inducción. o Fallas a causa de la compañía suministradora.

Fuentes de contribución a la corriente de cortocircuito Figura 2.6

Reactancia de generadores y motores. La impedancia de las máquinas rotatorias consiste principalmente de una reactancia, el cual es un valor complejo y variable en el tiempo. La expresión de cada reactancia variable en un instante requiere de una fórmula que involucra al tiempo como una de las variables. Por lo tanto, por simplificación se han asignado tres valores de reactancia a las máquinas rotatorias, estos son:

1) Reactancia subtransitoria (Xd ”). Determina la corriente de cortocircuito para el primer

ciclo después de que ocurre la falla. En aproximadamente 0.1 s la reactancia se incrementa a;

2) Reactancia transitoria (Xdd’ ). Se supone para calcular la corriente después de varios

ciclos a 60 Hz. De 0.5 a 2 s esta reactancia se incrementa a;

3) Reactancia síncrona (Xdd ). Este es el valor que determina el flujo de corriente después de alcanzada la condición de estado estable. No es efectiva sino hasta después de

Acometida

Generador

1

4

2

3

Corriente de cortocircuito del Generador

Motor Síncrono

Corriente de cortocircuito del motor Síncrono

Corriente de cortocircuito del motor de inducción

Motor de Inducción

Corriente de cortocircuito total

Corriente de cortocircuito del sistema eléctrico


36

algunos segundos después de que ocurre el corto circuito, generalmente no es utilizada para el cálculo de la corriente de corto circuito.

Un motor o un generador síncrono tienen los mismos tipos de reactancia que el motor de inducción pero usualmente tienen diferentes valores. En los motores de inducción solo se considera la reactancia subtransitoria, debido a que no tienen bobinas de campo.

Compañía suministradora. Las corrientes de corto circuito y las relaciones X/R tanto trifásica como monofásica en la acometida deben ser proporcionadas por la compañía suministradora.

2.6 Tipos de Falla

En un sistema eléctrico se presentan diferentes tipos de fallas por cortocircuito en forma general se pueden mencionar las siguientes: Falla trifásica. Una falla trifásica describe la condición en la cual los conductores trifásicos están físicamente juntos con impedancia cero entre ellos. Este tipo de falla no es el más frecuente, sin embargo, generalmente este resulta en el máximo valor de cortocircuito, por esta razón es el cálculo de falla básico en sistemas eléctricos comerciales. Falla línea a línea. En la mayoría de los sistemas de potencia, la falla línea a línea es aproximadamente el 87% de la corriente de falla trifásica y pocas veces es requerido un cálculo detallado. Falla línea a Tierra. En sistemas sólidamente aterrizados, la corriente de falla de línea a tierra es casi igual al valor de la corriente de cortocircuito trifásica en el mismo punto de falla analizado. Bajo ciertas condiciones, como una falla en el secundario del transformador, el valor de la corriente de falla monofásica puede exceder teóricamente el valor de corriente de cortocircuito trifásico; sin embargo algunas pruebas muestran que, en sistemas eléctricos reales, la corriente de cortocircuito monofásica es menor que la corriente de cortocircuito trifásica. Muy a menudo la corriente de falla a tierra es menor que la corriente de falla trifásica debido a la relativamente alta impedancia del regreso a tierra del circuito. Fallas por arco. Las fallas en sistemas eléctricos de potencia pueden ser también causadas por arqueo. Las fallas por arco presentan diferentes niveles de corriente de cortocircuito. Estos niveles se deben en parte a la impedancia del arco. Mientras que los componentes del sistema deben ser capaces de interrumpir y soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos debidos a la corriente de cortocircuito.


37

Las fallas por arco pueden ser difíciles de detectar debido a las bajas corrientes. Arcos sostenidos pueden presentar riesgos en la seguridad del personal y también causar graves daños debidos al calentamiento, así como la ionización de los elementos conductores.

Cortocircuito en tres fases Cortocircuito en una línea

a) Cortocircuito doble-línea a tierra b) Cortocircuito línea a-línea. Figura 2.7

La falla por corto circuito que tiene la probabilidad de ocurrencia mayor es la denominada de línea a tierra y en orden descendente seguirá la de línea a línea quedando por último término la falla trifásica cuya ocurrencia se presenta principalmente por causas accidentales.

2.7 Métodos de cálculo del cortocircuito

Existen varios métodos para realizar él cálculo de cortocircuito, como son:

MVA Ohmico Por unidad (0/1) o porciento (%) Componentes simétricas Bus infinito ()


38

2.7.1 Cálculo del cortocircuito por unidad Las ventajas por las cuales se decidió utilizar este método son:

Utilizar cálculos en por unidad en el análisis de sistemas eléctricos de potencia se especifican apropiadamente las bases para las diferentes partes del sistema, los valores en por unidad de las impedancias en donde se encuentran, son iguales a aquellos vistos desde la otra parte. Por lo que solo es necesario calcular cada impedancia sobre la base en donde se encuentra. En resumen la gran ventaja proviene en que no se requieren cálculos para referir la impedancia de un lado del transformador al otro.

Generalmente la información disponible sobre la impedancia de los transformadores trifásicos está disponible en por unidad o en por ciento sobre la base de sus valores nominales.

De una manera general, la experiencia de trabajar con valores en por unidad, familiariza con valores típicos de impedancia de los diferentes equipos, además de otras cantidades que tienen también un comportamiento visiblemente típico en los rangos por unidad como las corrientes de cortocircuito y los voltajes de los buses.

En un sistema eléctrico las impedancias de los distintos elementos están referidas a sus valores de potencia y tensión denominados sus valores base, por lo que es necesario cambiar estos valores a una base común de potencia y tensión con el objeto de que se puedan hacer combinaciones equivalentes, para tal propósito se emplean las expresiones siguientes. Normalmente las impedancias de las maquinas eléctricas como generador, transformadores, convertidores síncronos, motores síncronos y motores de inducción están expresados en por ciento referidas a sus propias bases de potencia y tensión y en ocasiones es necesario o conveniente expresar estas cantidades en por unidad. La relación entre una cantidad expresada en porciento y otra en por unidad está dada por:

O bien: 1001/0% ZZ Siendo: Z % la impedancia expresada en por ciento

Z 0/1 la impedancia expresada en por unidad.

Cuando una impedancia esta expresada en ohms, se desea expresar en porciento refiriéndola a una potencia base expresada en KVA y a una tensión base expresada en KV se emplea la expresión:

10

%2

BASE

BASE

kV

kVAZZ

Siendo Z () la impedancia expresada en ohms. kVABASE la potencia base expresada en kVA. kVBASE la tensión base expresada en kV.

100/%1/0 ZZ


39

Otro problema común es referir las impedancias de los diferentes elementos de un sistema a una base común de potencia y tensión, es decir hacer un cambio de base en los valores de impedancia expresadas en porciento (%) o en por unidad (0/1), para esto es necesario considerar que:

1. La potencia base es única en un sistema y su valor se puede seleccionar en forma

arbitraria, pudiendo ser por ejemplo la potencia nominal mayor del los elementos del sistema, la suma de las potencias nominales o alguna cantidad cualquiera.

2. Existen tantas bases de tensión como relaciones de transformación en cada nivel de

tensión se tengan en un sistema.

El cambio de base en las impedancias permiten trabajar las redes eléctricas con los elementos de distintas características, de manera tal que si se designa con índice uno (1) a los valores de impedancia, tensión y potencia referidos a la propia base de la máquina, aparato o elemento en un sistema eléctrico y con índice dos (2) a los valores e impedancia, tensión y potencia a las cuales se desean referir es:

2

2

1

1

212

BASE

BASE

BESE

BASE

kV

kV

kVA

kVAZZ

Siendo: Z2 la impedancia a la base deseada expresada en porciento o en por unidad. Z1 la impedancia en su propia base expresada en porciento o en por unidad. kVA BASE 2 base de la potencia a la cual se desean referir las cantidades. kVA BASE 1 es la base de la potencia a la cual están expresadas las impedancias Z1. kV BASE 1 base de la tensión a la cual se desean referir las impedancias Z1. kV BASE 2 base de la tensión a al cual se desean referir las impedancias Z1 para obtener los valores Z2.

2.7.2 De acuerdo a la Norma IEEE 141 [8] existen tres redes de impedancias comúnmente utilizadas en los diseños:

a) Primer ciclo para fusibles e interruptores. (First-cycle) b) Interruptiva para media y alta tensión de interruptores (Contact Parting duties) c) Corrientes de cortocircuito para operar en tiempos con retardo por relevadores

(time-delayed).

Los tres redes tienen los mismos elementos excepto para las impedancias de las máquinas rotativas. Esto depende del propósito del estudio.


40

a) Primer ciclo para fusibles e interruptores. (First-cycle)

Para cálculos de cortocircuito para ser comparados con las capacidades interruptivas de baja, media y alta tensión de fusibles o solo interruptores de baja tensión (acorde con la ANSIC97.1-1972I [19], IEEE Std C37.13-1981[20] e IEEE Std C37.41-1981 [21],) las impedancias subtransitorias modificadas o no modificadas son usadas para representar todas máquinas rotatorias en la red equivalente. Mientras que para los interruptores de Media y Alta tensión donde se requiera verificar su capacidad de cortocircuito tenemos: Capacidad Momentánea para interruptores anteriores a 1964 acorde al estándar IEEE Std C37.5-1979. Capacidad (closing and latching) para interruptores posteriores a 1964 acorde al estándar IEEE Std C37.010-1979 [22]. Las impedancias o reactancias deberán ser afectadas por un factor como se muestra en la tabla 2.1.

TIPOS DE MÁQUINA ROTATORIA PRIMER CICLO INTERRUPTIVA

Todos los generadores; todos los hidrogeneradores con devanados amortiguados; todos los condensadores.

1.0 × d” 1.0 × d”

Hidrogeneradores sin devanados amortiguadores

0.75 × d” 0.75 × d”

Todos los motores síncronos 1.0 × d” 1.5 × d”

Motores de inducción arriba de 1000 hp a 1800 r/min o menos

1.0 × d” 1.5 × d”

Motores de inducción arriba de 250 hp a 3600 r/min

1.0 × d” 1.5 × d”

Todos los demás motores de inducción de más de 50 hp a 1800 r/min

1.2 × d” 3.0 × d”

Todos los motores de inducción menores de 50 hp.

No aplica No aplica

Factores de multiplicación de reactancia para red en primer ciclo e interruptiva.

Tabla 2.1

Una vez que la red durante el primer ciclo ha sido establecida y las impedancias son convertidas y reducidas a una equivalente en por unidad Zpu (o reactancia Xpu) por cada punto de interés, la corriente de cortocircuito simétrica es calculada dividendo el voltaje de prefalla de por unidad Epu sobre Zpu (o Xpu) y multiplicando por la corriente base.

Isc= Epu/Zpu * Ibase


41

Dónde:

Isc= Es la corriente de cortocircuito trifásica simétrica RMS, durante el primer ciclo. Cuando el rango del equipo o capacidad es expresado para el primer ciclo total (asimétrico) o el primer ciclo de cresta, la corriente de corto circuito simétrica deberá de ser multiplicada por un factor multiplicador correspondiente de acuerdo al estándar aplicado para obtener corriente de corto circuito asimétrica RMS o de cresta para el primer ciclo. De acuerdo al estándar (ANSI/IEEE C37.13.1990/10.1.4) se describe la relación entre el valor pico de la corriente de falla y el valor RMS simétrico y el valor RMS asimétrico dependiendo del cálculo de la X/R. Ver la figura 4 en el anexo 1.que está basada en las siguientes formulas:

RX

wt

eIscIp /12

RX

wt

eIscasymIrms /

2

21

Dónde: Isc= Corriente de cortocircuito trifásica asimétrica RMS. Ip= Corriente pico. e= 2.718 w= 2π f f= frecuencia en Hz. t= Tiempo en segundos.

La obtención de la corriente de cortocircuito asimétrica RMS durante el primer ciclo de acuerdo a la IEEE Std C37.10-1979 e IEEE Std C37.5-1979 en el punto de falla es:

Isctot = 1.6 [Epu/Zpu ] Ibase

Para la obtención de la corriente de cortocircuito asimétrica RMS de cresta durante el primer ciclo de interruptores de alto voltaje de acuerdo a la IEEE Std C37.10-1979 e IEEE Std C37.5-1979 en el punto de falla es:

Iscrest = 2.7[Epu/Zpu] Ibase


42

b) Interruptiva (Contact-parting) para interruptores arriba de 1 kV de media tensión

La resistencia es necesaria para este cálculo. Cada valor de resistencia de cada máquina deberá de ser multiplicada por el factor de la tabla 2.1, que fue usada para modificar la reactancia de cada máquina rotatoria. En el punto de falla de cortocircuito deberá de reducirse a una red equivalente de resistencia Rpu. Así podremos determinar la relación X/R en el punto de falla. Se determina el voltaje de pretalla Epu ,. Para obtener la corriente de cortocircuito trifásico (interruptiva) y poder compararla con la capacidad interruptiva de interruptores anteriores a 1964 y de acuerdo al estándar IEEE Std C37.5-1979 es:

Factor multiplicador * Epu/Xpu * Ibase

Seleccionamos el factor multiplicador de acuerdo a la X/R de las figuras 2.8 y 2.9, donde deberemos de saber el tiempo de apertura de contactos de los interruptores y la proximidad de la generación si la hay al punto de falla (local o remoto).

X/R X/R

Figura 2.8. Factores de multiplicación para Figura 2.9 Factores de multiplicación para Fallas trifásicas (locales). Fallas trifásicas y monofásicas (remotas)

Trifásico

3 2 1

Co

nta

cto

-tie

mp

o d

e se

pa

raci

ón,

Cic

los

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 Factores de Multiplicación

4 3 2 1C

on

tact

os-

tiem

po

de

sep

ara

ción

, C

iclo

s

1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 Factores de Multiplicación

4


43

El factor multiplicador local, se define cuando la fuente de generación tiene una contribución de corto circuito en proximidad a el punto de falla de acuerdo a las figuras 2.8, 2.9 y donde no se tenga más de una transformación. El mínimo tiempo de apertura está definido en la tabla 2.2

Tiempo de Interrupción a 60 Hz

Tiempo mínimo de Interrupción

(contact-parting) a 60 Hz

8 ciclos 4 ciclos

5 ciclos 3 ciclos

3 ciclos 2 ciclos

2 ciclos 1.5 ciclos

Basado en Ia EEE std. C37.010-1979 e IEEE std. C37.5-1979

Tiempo mínimo de interrupción para interruptores de alta tensión

Tabla 2.2

Para comparaciones de capacidades interruptivas a interruptores posteriores a 1964 especificado en el estándar IEEE Std C37.10-1979, la corriente de corto circuito trifásico simétrica interruptiva RMS es:

Multiplying factor * Epu/Xpu * Ibase

Los factores de multiplicación de acuerdo a la relación X/R se muestran en la figuras 2.10 y 2.11.


44

Figura 2.10 Factores de multiplicación para fallas trifásicas,

con generadores con contribución (local).

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

8 7 6 5 4

Co

nta

cto

-tie

mp

o d

e se

pa

raci

ón,

Cic

los

4 Contacto mínimo-tiempo de separación

8 Ciclos Circuito interrumpido

6 5 4 3

Co

nta

cto

-tie

mp

o d

e se

pa

raci

ón,

Cic

los


4 3 2

Co

nta

cto

-tie

mp

o d

e se

pa

raci

ón,

Cic

los


2 1/2

Co

nta

cto

-tie

mp

o d

e se

pa

raci

ón,

Cic

los


1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.0 1.1 1.2 1.3 1.0 1.1 1.2 1.3 Factores de Multiplicación


45

Figura 2.11

Factores de multiplicación para fallas trifásicas y monofásicas con Generadores con contribución (remota).

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.0 1.1 1.2 1.3 1.0 1.1 1.2 1.3 Factores de Multiplicación

30 24 18 12 8 6 4





12 10 8 6 4 3

12 10 8 6 4 2

6 4 3 2 1 1/2


2 Ciclos Circuito interrumpid


46

3.0 Coordinación de dispositivos de protección.

Introducción: El estudio de coordinación de los dispositivos de protecciones de un sistema eléctrico consiste en un análisis organizado de tiempo-corriente de todos los dispositivos en serie, desde el dispositivo de utilización (consumidor) a la fuente de energía. Este estudio es una comparación del tiempo que toman los dispositivos individuales en operar cuando ciertos niveles de corriente normal o anormal pasan a través de los dispositivos de operación. F3 F2 F1 Donde:

P1=Protección 1.

Fuente CARGA F1=Falla 1.

t1= Tiempo 1

t1 t2 t3

Fig 3.1 Esquema básico de selectividad de protecciones.

Falla 1 solo opera P3, pero P2 es respaldo de P3 y P1 de P2. Falla 2 solo opera P2. Falla 3 solo opera P1. Los ajustes de coordinación servirán como punto de partida del estudio de arco eléctrico.

3.1 Datos requeridos para un estudio de coordinación.

El objetivo de un estudio de coordinación de protecciones es determinar las características, capacidades y dispositivos de protección de sobrecorriente, los cuales aseguran que la carga sin falla no se interrumpa cuando el dispositivo de protección aísle una falla o sobrecarga en cualquier parte del sistema. Al mismo tiempo, los dispositivos seleccionados proveerán protección satisfactoria contra sobrecargas en el equipo e interrumpirá el cortocircuito tan rápidamente como sea posible. La función principal de los equipos eléctricos de protección es proteger a los circuitos, los equipos y al personal contra condiciones anormales de operación del sistema eléctrico. La máxima carga junto a corrientes de cortocircuito determinan los límites bajo y alto de las corrientes de sensibilidad dentro de los cuales tienen que operar los equipos de protección y se pueda dar una coordinación en los dispositivos de protecciones.

P1 P2 P3


47

Los pasos para el estudio de coordinación de un sistema eléctrico son los siguientes:

1. El primer paso para el estudio de coordinación es contar con un diagrama unifilar del sistema o porción del sistema, que deberá contener los siguientes datos: a) Potencia aparente y tensión nominal, así como la impedancia y conexiones del

transformador. b) Datos nominales y reactancia subtransitoria de todos los motores y generadores

mayores, así como las reactancias c) Calibres de conductores, tipos de configuraciones.

2. Realizar un estudio completo de cortocircuito. 3. Características de tiempo-corriente de todos los dispositivos de protección bajo

consideración. 4. Considerar la carga máxima del circuito.

3.2 Curvas típicas de algunos equipos de protección.

Interruptor termomagnético Es un dispositivo que nos permite conectar o desconectar la alimentación, además de proveernos de protección (térmica y magnética). Disparo térmico: la circulación de la corriente es a través de una tira bimetálica, la resistencia de la tira bimetálica desarrolla calor el cual origina que el bimetal se incline hasta que su movimiento sea lo suficiente para activar el mecanismo y permitir que el interruptor opere. Disparo magnético: para grandes corrientes de falla se adiciona in solenoide magnético que es el camino de la corriente a través del interruptor, es atraer una armadura magnética para provocar el disparo del interruptor.

Figura 3.2 Curva característica de un interruptor termomagnético De caja moldeada en aire, usualmente para 40 C°.

Máximo tiempo de Disparo Máximo tiempo de Liberación Ajuste Magnético alto Máximo rango de interrupción

Ajuste Mag. bajo

Mínimo Tiempo de liberación Tiempo en segundos

1000 100 10 1 0.1 0.01

1 4 10 20 100 Multiplos de corriente


48

Interruptor electromagnético. Tienen un electroimán dentro, si pasa más corriente que la permitida a través del electroimán, este se acciona y corta los contactos e interrumpe la corriente, son más rápidos y más precisos en el límite de corriente que los térmicos.

Figura 3.2 Curva característica tiempo-corriente de un interruptor con unidad de disparo en estado solidó.

Figura 3.3 Curva característica tiempo-corriente de una falla a tierra de un interruptor con disparo de estado sólido

Tiempo largo corriente de pickup Máximo tiempo de liberación Retardo de tiempo largo Tiempo corto de corriente pickup Retardo de tiempo cortó Corriente instantánea

Función Inversa I2T

1000 100 10 1 0.1 0.01

Tie

mpo

en

segu

ndos

1 10 100

Múltiplos de rango de corriente

Corriente de falla a tierra Función inversa IT o I2r Retardo de falla a tierra

1000 100 10 1 0.1

1 10 100 1000

Múltiplos de rango de corriente

Tie

mpo

en

segu

ndos


49

Fusible limitador de corriente. Es un dispositivo de seguridad que se diseña para operar con sobrecorrientes de diversas magnitudes. Si la corriente de falla es muy grande, el fusible la interrumpe; limitándola, sin permitir que alcance su valor máximo instantáneo.

Figura 3.4 Curva característica de un fusible limitador de corriente

Relevador Es in dispositivo electromecánico, que funciona como un interruptor controlado por un circuito eléctrico en el que, por medio de una bobina y un electroimán, se acciona un juego de uno o varios contactos que permiten abrir o cerrar otros circuitos eléctricos independientes.

A Inversa B Muy inversa C Extremadamente inversa D Instantáneo TD Dial de ajuste de tiempo

Figura 3.5 Curva característica típica de tiempo corriente de relevadores de tiempo inverso.

Máxima corriente pico posible asímetrica

Energía de fusión I2t

Apertura total I2t = fusión I2t + arqueo I2t

Corriente pico permisible

Fusión del elemento

Energía de Arqueo I2t

El arco es extinguido

Inic

io d

e la

falla

ext

ingu

ido

10 TD

1/2 TD

A

B

C

C

B

A

200 100 50 30 20 10 5 3 2 1 0.5 0.3 0.2 0.1 0.05 0.03 0.02 0.01

1 2 3 5 10 20 30 50 100 200 300 500 1000 CORRIENTE EN MULTIPLOS DE LA MINIMA CORRIENTE

INSTANTANEO D


50

3.3 Límites de Equipos Eléctricos

Los límites de operación de los equipos son restringidos por los requerimientos de operación de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005 [2], NEC [23] Y ANSI (American National Standard Institute).

3.3.1 Condiciones de funcionamiento de los equipos y/o dispositivos eléctricos Los dispositivos de protección se deben ajustar para ser insensibles a las corrientes normales de equipo, es decir, corrientes a plena carga, corrientes de sobrecargas permisibles y corrientes de arranque (inrush current).

Algunos de estos datos están disponibles y son datos de fabricación que pueden venir impresos, como en la placa de datos o pueden venir en estándares o textos de diseño. Cuando el dato exacto no está disponible, estas aproximaciones son normalmente adecuadas dentro de los cuales podemos encontrar los siguientes:

a) Motores:

Para motores de inducción y para motores síncronos con factor de potencia de 0.8 1 CP=1 kVA

Motor síncrono. Para motores síncronos con factor de potencia unitario. 1 CP=1.25 kVA

Factor de servicio igual a 1, no tiene capacidad de sobrecarga (permanente). Corriente transitoria de arranque (inrush current) es igual a 1.76 veces la corriente a

rotor bloqueado en media tensión y 1.5 veces la corriente a rotor bloqueado para motores de baja tensión, en un tiempo de duración de 0.1 segundos.

La corriente de rotor bloqueado es igual a 6 veces la corriente a plena carga en amperes para motores de inducción y en motores síncronos con factor de potencia unitario funcionando con cargas bajas de inercia.

Para altas cargas de inercia, en motores síncronos la corriente a rotor bloqueado es igual a 9 veces la corriente a plena carga en amperes. El tiempo de duración de la corriente a rotor bloqueado es de 5 a 30 segundos dependiendo de los requerimientos de inercia de la carga.


51

Figura 3.6. Curva de arranque de un motor

b) Transformadores:

La capacidad de sobrecarga depende del tipo de enfriamiento y del factor elevación de temperatura de diseño. El enfriamiento puede ser automático, por ventilador o ventilador con la bomba de aceite, y el factor de temperatura es 55°C o elevación de 55/65°C. Por lo tanto, la capacidad del transformador es la corriente a plena carga completa en amperes multiplicado por el factor de enfriamiento y el factor de elevación de temperatura. El factor de temperatura y enfriamiento se resume en la siguiente tabla:

MOTOR OPERANDO

TIE

MP

O E

N S

EG

UN

DO

S

CURVA DE ARRANQUE

CURVA DE LIMITE TÉRMICO DE OPERACIÓN

CURVA DE LIMITE DE ACELERACION

TIEMPO PERMITIBLE DEL ROTOR BLOQUEADO

ASIMETRICA

CORRIENTE DE ROTOR BLOQUEADO

CORRIENTE EN P.U O EN

AMPERES


52

TIPO CAPACIDAD

kVA ENFRIAMIENTO TEMPERATURA

TIPO FACTOR ELEVACION FACTOR

SECO ≤ 2500 AA 1

150˚C 1 FA 1.3

LIQUIDO AISLANTE (ACEITE)

EN CENTRO

DE CARGA

≤ 2500 OA 1.00 55/65˚C 1.12

65˚C 1.00

≤ 500 FA 1.00 55/65˚C 1.12 65˚C 1.00

≤ 500 FA 1.15 55/65˚C 1.12 ≤ 2000 65˚C 1.00

≤ 2000 FA 1.25 55/65˚C 1.12 ≤ 2500 65˚C 1.00

LIQUIDO AISLANTE (ACEITE) EN S.E.

PRIMARIA

OA 1.00 55/65˚C 1.12 65˚C 1.00 FA 1.00 55/65˚C 1.12 65˚C 1.00 FOA 1.67 55/65˚C 1.12 65˚C 1.00

Tabla 3.1 Factores de sobrecarga para transformadores

También se debe de considerar el punto de magnetización del transformador (inrush). Este punto representa una aproximación de la corriente de magnetización y tiene una duración de 0.1 segundos:

CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR MÚLTIPLO Menores de 1,500 kVA 8 Mayores de 1,500 kVA y menores de 3,750 kVA 10 Mayores de 3,750 kVA 12

Tabla 3.2 Múltiplos de la Corriente de magnetización.


53

c) Cables

Capacidad de sobrecarga o emergencia de los cables. Al someter el cable a incrementos diarios de temperatura de 5°C a 15°C por arriba de su temperatura nominal, la vida útil de los cables aislados se reduce a la mitad y el promedio de fallas térmicas aumenta al doble. Como una guía práctica la Asociación de Ingenieros de Cables Aislados (the insulated Cable Engineers Association “ICEA”) tiene establecidas temperaturas máximas de sobrecarga de emergencia para varios tipos de aislamientos. Las sobrecargas no deben de exceder 100 hrs/año y estos periodos de 100 hrs, no deben de presentarse más de 5 veces durante la vida útil del cable. La tabla 2.2 muestra los factores de sobrecarga para varios tipos de aislamientos para cables. El factor de sobrecarga cuando es multiplicado por el rango nominal de corriente para el caso particular de instalación dará el rango de corriente para emergencia o sobrecarga para el caso de cada tipo de aislamiento. Esto de acuerdo a la IEEE Std. 141-1993.

Tipo de aislamiento

Tensión (kV)

Temperatura de operación del conductor

(°C)

Temperatura máxima del

conductor de sobrecarga

(°C)

Factores que aumentan la capacidad por temperatura ambiente 20 °C 30 °C 40 °C 50 °C

Cu Al Cu Al Cu Al Cu Al

Papel (tipo solido)

9 29 49 69

95 90 80 65

115 110 100 80

1.09 1.10 1.12 1.13

1.09 1.10 1.12 1.13

1.11 1.12 1.15 1.17

1.11 1.12 1.15 1.17

1.13 1.15 1.19 1.23

1.13 1.15 1.19 1.23

1.17 1.19 1.25 1.38

1.17 1.19 1.25 1.38

barniz 5 15 28

85 77 70

100 85 72

1.09 1.05

1.08 1.05

1.10 1.07

1.10 1.07

1.13 1.09

1.13 1.09

1.17 1.13

1.17 1.13

Polietileno (natural)

35 75 95 1.13 1.13 1.17 1.17 1.22 1.22 1.30 1.30

Goma SBR 0.6 5

75 90

95 105

1.13 1.08

1.13 1.08

1.17 1.09

1.17 1.09

1.22 1.11

1.22 1.11

1.30 1.14

1.30 1.14

Butilo RHH 15 35

85 80

100 95

1.09 1,09

1.08 1,09

1.10 1,11

1.10 1,11

1.13 1,14

1.13 1,14

1.17 1,20

1.17 1,20

Goma base-aceite

35 70 85 1.11 1.11 1.14 1.14 1.20 1.20 1.29 1.29

Polietileno (combinado)

35 90 130 1.18 1.18 1.22 1.22 1.26 1.26 1.33 1.33

Goma de silicón 5 125 150 1.08 1.08 1.09 1.09 1.10 1.10 1.12 1.11

Goma EPR 35 90 130 1.18 1.18 1.22 1.22 1.26 1.26 1.33 1.33 Clorusulfonado de polietileno

0.6 75 95 1.13 1.13 1.17 1.17 1.22 1.22 1.30 1.30

Cloruro de polivinil

0.6 0.6

60 75

85 95

1.22 1.13

1.22 1.13

1.30 1.17

1.30 1.17

1.44 1.22

1.44 1.22

1.80 1.30

1.79 1.30

Tabla 3.3 Factores de sobrecarga para cables de diferentes tipos de aislamiento en periodos cortos

3.3.2 Requerimientos mínimos de protección

Códigos y estándares que limitan los ajustes de los equipos de protección se anuncian a continuación.


54

a) Motores Para motores ver NOM-001-2005 art-430

Para motores arriba de 600 volts, se requiere que cada motor sea protegido contra daño por sobrecarga y fallas de arranque por medio de un protector térmico interno o un sensor de corriente externo. La protección por falla deberá ser la adecuada en el rango de fisibles o interruptores (ver tabla 2.6 en anexo 2) Protección por sobrecarga Para motores de 600 volts y menores en la NOM-001-2005 Art. 430-32 para motores de servicio continuo el ajuste de disparo no debe de ser mayor de los siguientes porcentajes de corriente a plena carga de datos de placa.

Motores con factor de servicio no menor que 1.15: 125% Motores con indicación de temperatura no mayor sobre 40˚C: 125% Todos los demás motores: 115%

Protección contra sobrecorriente (cortocircuito y falla a tierra) En la NOM-001-2005 tabla 430-152 requiere que los equipos de protección y sus ajustes no sean mayores de los porcentajes de la corriente a plena carga del motor.

Interruptor de tiempo inverso 250% Interruptor con disparo instantáneo 800% Fusibles sin retardo de tiempo. 300% Fusibles con retardo de tiempo con doble elemento. 175% La protección contra cortocircuito debe ser ajustada para que permita el arranque del motor y tener coordinación con los interruptores inmediatos hacia la fuente.

b) Transformadores

Para la protección contra sobrecorriente y cortocircuito en transformadores ver NOM-001-2005 Art. 450-3 que indican, ajustes en múltiplos de la corriente a plena carga de datos de placa de transformadores para más de 600 volts en lugares no supervisados (tabla 2.1 en anexo 2) y para más de 600 volts en lugares supervisados ( ver tabla 2.2 en anexo 2). Transformadores de 600 V o menos. Artículo 450-3(b) de la NOM-001-SEDE-2005 la protección de sobrecorriente puede ser protección primaria individual o del alimentador o protección del alimentador del primario combinada con la protección del lado secundario.


55

c) Cables

Los conductores alimentadores deben de tener una capacidad de conducción de corriente no menor que la necesaria para suministrar energía a las cargas calculadas de acuerdo a las partes A, B, C y D del art. 220 de la NOM-001-2005. Se permite utilizar lo indicado en el art. 310-15 para la capacidad de corriente en cables de 0 a 2000V y selección del tamaño nominal de los conductores de acuerdo a las (Tablas 310-16 a 310-19 de la NOM-SEDE-2005) De acuerdo al art. 215-3 de la NOM-001-2005 los alimentadores deben de estar protegidos contra sobrecorriente según lo establecido en la parte A del artículo 240.

3.3.3 Niveles de resistencia térmica de equipos

Los equipos tienen varios niveles de resistencia electrica, uno de los primeros es la elevada corriente que se da en un periodo de tiempo.

a) Para los motores este nivel es llamado el máxima periodo de atascamiento permitido.

Es un periodo de tiempo largo en que el motor puede continuar trabajando con magnitudes de corriente a rotor bloqueado antes de que el motor sea dañado. Este tiempo es usualmente expresado en segundos.

b) Para transformadores. Este nivel es llamado el punto ANSI definido por el Instituto

Americano Nacional de Estándares (American National Standard Institute).

Este punto nos ayudan a identifica lo que el transformador es capas de resistir en los devanados sin que sufra daños mecánicos o térmicos ocasionados por un cortocircuito. Los equipos de protección como relevadores y fusibles tienen definido sus características de operación a una relación de corriente de falla contra tiempo de operación. Es deseable que esas características de las curvas de estos equipos sean coordinados con las curvas de daño térmico y mecánico aplicables de los transformadores, que reflejan la capacidad de aguante a corrientes de falla. Es reconocido que el daño a los transformadores por corrientes de falla es el resultado de efectos térmicos y mecánicos. El último es el que recientemente ha sido reconocido como el mayor causante de falla en los transformadores.

Las curvas de daño térmico y mecánico dependen de la categoría del transformador: Las curvas se pueden observar de las figuras 1 a 4, en anexo 2.

c) En los cables este nivel de resistencia de límite es definido por el fabricante como un periodo corto de calentamiento. (ver figura 5 en anexo 2).


56

3.4 Tiempos de intervalo de coordinación

Es necesario tener una coordinación de tiempo entre los dispositivos de protección que están en serie, para tener una operación selectiva. Los Cuatro importantes factores para la coordinación en intervalos de tiempo son: 1. Magnitudes de corriente de falla. 2. Sensibilidad de los equipos de protección a las corrientes de falla. 3. Tiempo permitido de operación de acuerdo al sensor y al tiempo de apertura del

interruptor. 4. Características del sensor consideradas antes del comienzo. El tiempo permitido en los sensores incluyendo el tiempo de apertura de los interruptores de baja tensión es la curva característica tiempo-corriente proporcionada por el fabricante. El tiempo permitido de operación de los relevadores para las sobrecorrientes son mostradas en una sola línea de curva de tiempo corriente requiriendo de un tiempo adicional considerado como: a) Sobregiro del relevador. Es el movimiento del disco de inducción del relevador. Debido

a la inercia o momento después de haber ocurrido la falla. b) Tolerancias. Son los ajustes del relevador y precisión de las fallas calculadas. c) Tiempo de operación del interruptor. Es el tiempo en que el interruptor recibe la señal

de disparo más el tiempo en que la falla es liberada. El máximo tiempo permitido por publicaciones y libros de coordinación es de 0.4 segundos para coordinación entre relevadores, en este tiempo se incluye: a) 0.17 segundos de sobregiro del relevador. b) 0.13 segundos para tolerancias c) 0.10 segundos para tiempo de operación. La tolerancia puede ser reducida a 0.07 segundos si el relevador es calibrado y probado para operar en el nivel de corriente en cuestión. El tiempo de operación del interruptor de 0.13 seg. para 8 ciclos de interrupción, hoy sin embargo 5 y 3 ciclos de operación están disponibles reduciendo los tiempos de operación a:

0.08 segundos para 5 ciclos de interrupción 0.05 segundos para 3 ciclos de interrupción

Entonces para un relevador probado y calibrado a 5 ciclos de interrupción los tiempos de operación son (no es válido para cualquier relevador, solo es un ejemplo):

a) 0.10 seg para sobregiro del relevador. b) 0.07 seg para la tolerancia. c) 0.08 seg. para el tiempo de interrupción.


57

O un total de 0.25 seg entre las curvas de relevadores en la gráficas.

El tiempo permitido entre un relevador y un fusible o un interruptor inmediato abajo requiere que solo se consideren el sobregiro del relevador y las tolerancias. Esto debido a que el interruptor de inmediato abajo su tiempo de interrupción no existe o es incluido en la característica total de liberación del interruptor inmediato abajo.

Entonces el tiempo considerado entre la curva característica de liberación del dispositivo de protección inmediato abajo y la curva característica del relevador debe ser de 0.27 a 0.17 segundos dependiendo del grado de ajuste del relevador.

Capítulo II. Estudio de aplicación de cortocircuito y coordinación de protecciones

58

II. Estudio de aplicación de cortocircuito y coordinación de protecciones 4.0 Estudio de CortoCircuito

El procedimiento para el cálculo de corto circuito en un sistema industrial consiste de los siguientes pasos. 1. Obtener el diagrama unifilar. 2. Recopilar los datos. 3. Convertir las impedancias en por unidad sobre la base seleccionada. 4. Combinar las impedancias o simplificar (equivalente de Thevenin) 5. Calcular las corrientes y potencia de cortocircuito.

4.1 Alcance del estudio de cortocircuito

El presente estudio de ingeniería es elaborado para el sistema eléctrico de potencia y distribución de una planta industrial en 13.8 kV, 440 V y 220 V. Se realizara con el software de SKM con el modulo a fault para el cálculo de las corrientes de cortocircuito. Este módulo A fault sigue las especificaciones del Instituto Americano de estándares Nacionales (ANSI). C37.010 [22], C37.5 [24] y C37.13 [20] y el estándar de la IEEE 141 mejor conocido como el libro rojo así como también las de la IEC. Para este estudio se aplicara las especificaciones “ANSI”. El estudio tiene como propósito revisar las capacidades interruptivas de los equipos de protección, para prevenir daños a los equipos y al personal, así como también para mantener la coordinación de dispositivos de protección en forma selectiva y asegurar la continuidad en el suministro de energía eléctrica durante fallas, aislando únicamente la zona afectada, así como, proporcionar los valores de corrientes y potencias de cortocircuito para la realización del estudio de arco eléctrico. El estudio de cortocircuito se realizara con el software SKM y se utilizar

4.2 Diagrama unifilar

El diagrama unifilar es muy importante ya que muestra a través de simbología eléctrica la interconexión de la red eléctrica así como los elementos que la constituyen en existencia y datos básicos, por lo que es de gran importancia siempre tener actualizados los diagramas unifilares. En este caso servirá para la realización del cálculo de cortocircuito y coordinación de protecciones, para posteriormente realizar el estudio de arco eléctrico en una red industrial de media y baja tensión. El diagrama unifilar comprenderá: 1. Acometida. Potencia trifásica de cortocircuito monofásico y trifásico de la compañía

suministradora de energía eléctrica de 227 MVA a una tensión de 13.8 kV.


59

2. Subestación: Características principales de los elementos que la constituyen (equipos de protección, seccionadores, transformador, etc.)

3. Cables. Los conductores alimentadores abarcan desde la subestación en 13.8 kV hasta los tableros de distribución, centro de control de motores y, tableros de fuerza, alumbrado, etc. Indicando su calibre, longitud y número de conductores.

4. Protecciones eléctricas. Marca, tipo, rango, capacidad interruptiva de las protecciones de los alimentadores principales y derivados.

5. Transformadores. Indicando su potencia (MVA O kVA), relación de transformación, impedancia y conexiones.

6. Motores y generadores. Identificación del motor, Potencia y reactancia subtransitoria. En base al tamaño de la red eléctrica de estudio se emitirá un diagrama unifilar esquemático (DUE 1) para el cálculo de corrientes o potencias de corto circuito donde se mostrara los datos mínimos necesarios.


60

4.3 Diagrama unifilar simplificado DUE-1


61

4.4 Diagrama unifilar simplificado DUE-2

A modo de ejemplo se redujo el diagrama unifilar para efecto de cálculo manual para fallas F1, F2 y F3 de las barras colectoras 106 ,558 y 561 respectivamente. Ver diagrama unifilar simplificado DUE-2.


62

4.5 Recopilar Datos

Datos mínimos de fuente y/o elementos para determinar el cortocircuito. FUENTE

IDENTIFICACIÓN BARRA kV 3F MVA SIM X/R f-G MVA X/R Sistema 103 13.8 227 3.9 227 3.9

Magnitud de falla a tierra (f-G) en MVA.

MOTOR IDENTIFICACION BARRA CP kVA TIPO RPM pF kV %X X/R CODIGO

M1 561 100 100 IND 3545 0.85 0.44 15.89 8 G

TRANSFORMADOR IDENTIFICACION kVA %Z X/R DE kV A kV DE

BARRA A BARRA

TRF-1 1500 7.9 7 13.8 0.44 106 558

CABLE IDENT CONFIG C/F CALIBRE MAT CONDUIT L(m) kV R1(/km) X1(/km) C1 3/C 1 2/0AWG (67.4mm2) Cu CHAROLA 375 13.8 0.333 0.221 C2 3/C 1 600 KCM(304mm2) Cu PVC 50 0.44 0.075 0.128 4.6 Seleccionar los valores Base

Tensión base en media tensión 13.8 kV Tensión base en baja tensión 0.44 kV Potencia base 100 MVA

4.7 Convertir las impedancias en por unidad referidas a la base seleccionada

Reactancias subtransitorias de máquinas rotatorias y reactancias del circuito para el cálculo de

Cortocircuito en el primer ciclo (momentáneo).

Transformador “T1”

Considerando un transformador de 1.5 MVA se obtiene una X/R=7, de acuerdo a figura 1.1 en

anexo 1. Se tiene:


63

Θ=tag-1 (7)=81.86° X=sen Θ (Z) = sen 81.86° (0.079)=0.0782 pu

R=X/7=0.0782/7= 0.01117 pu

Z=0.01117+j0.0782 pu

XTR pu= Xpu1 (MVAB/MVATR) (kVTR/kVB) 2 = 0.0782 (100/1.5)= 5.21 pu

RTR pu= Rpu1 (MVAB/MVATR) (kVTR/kVB) 2 = 0.01117 (100/1.5)= 0.74 pu

Cables

Cables de media tensión en 13.8 kV:

Conductor Vulcanel EPR (Etileno Polipropileno).

Cálculo de inductancia:

L= Lo + Lm

Dónde:

L= Henry/km

Lo= Inductancia propia

Lm= Inductancia mutua

Considerando un arreglo plano en la charola del circuito en 13.8 kV, el valor medio de la

inductancia total es:

L = 2x10-4 ln RMG

DMG

Considerando un cable de 37 hilos se obtienen los siguientes datos:

Diámetro para calibre 2/0 AWG= 9.6 mm

Diámetro exterior total = 273.25 mm


64

RMG= 0.758 r , donde: r= radio en mm,

RMG= (0.758)4.8 = 3.6384

DMG= 3 2 x S =

DMG= 3 2 x 2 x 27.2 = 68.53

Sustituyendo valores: L = 2x10-4 ln 6384.3

53.68 = 0.587 mH

R1: resistencia C.A. es 0.333 Ω/km

L1: Inductancia 0.587 mH/km

Para el cálculo de la reactancia XL=2πfL

= 2(3.1416)(60)(0.587x10-3)

= 0.2212 Ω/km

Por lo tanto la impedancia de secuencia positiva y negativa por unidad de longitud es:

Z1=Z2= 0.333 + J 0.2212 Ω/km

Para los valores en por unidad necesitamos la impedancia base:

ZB = kVB2 / MVAB = 13.82 /100 = 1.904 Ω

Entonces la impedancia en por unidad de cable de 2/0 AWG, a 375 m; EPR ES :

ZC1 pu = Z1/ ZB

= (0.333 + J 0.2212) (0.375) / 1.904

= 6.55X10-2 + J 4.35X10-2 pu= 7.87x10-237.32 pu


65

Cable de baja tensión:

Para cable 600 KCM, L= 50 m De tabla 1.1 en anexo 1 se tiene que: R= 0.075 Ω/km , X=0.128 Ω/km Z1 = R + X L= 0.075 + 0.128 Ω/km Para una L=50 m es: Z1= 0.00375 + J 0.0064 = 7.41x10-353.63 Ω/km RC2 pu = (R1) MVAB/ kVB

2 = 0.00375 (100) / 0.442 = 1.93 PU XC2 pu = (X1) MVAB/ kVB

2 = 0.0064 (100) / 0.442 = 3.30 PU

Sistema

ZSpu=(MVAB/MVACC)( kVcc/ kVB)2= 100/227 = 0.440 75.61 pu

Si la X/R=3.9

RS = ( )2/+1 RX

Zs Rs=

25.43

44.0= 0.109 pu

Xs pu = (3.9) (0.109)= 0.42 pu

Motor

Los datos del motor son: P= 100 CP, In= 120 A (dato de placa), 3Ø, código G (6.29 kVA/CP) Ver, tabla 1.2 de anexo 1. Cuando no se tiene el dato de corriente nominal se puede obtener de la NOM-001-2005 (tabla 430-150). Por lo que: a) X/R = 8 Se obtuvo de la figura 1.2 en anexo 1. b) X” = 1/6.29 = 0.1589 c) R = 0.1589/8 = 0.0198 Entonces la impedancia Zm = 0.0198+j 0.1589 = 0.1601 82.89 pu La resistencia y la reactancia del motor son referidas a la base es: RMPU = RM1PU (MVAB/MVAM)= 0.0198(100/0.1)=19.8 pu XMPU = XM1PU (MVAB/MVAM)= 0.1589(100/0.1)=158.9 pu


66

4.8 Calcular el cortocircuito

Falla 1.Barra colectora 106

Se realiza un diagrama de resistencia y de reactancias equivalente para esta falla.

Para las reactancias:

X1pu=XSpu+XC1pu=0.42+0.0435=0.4635 pu X2pu=XTpu+XC2PU+ XMpu = 5.21+3.30+158.9=167.41 pu

XTOTAL1pu=(X1pu)(X2pu)/X1pu+X2pu=(0.4635)(167.41)/(0.4635)+(167.41) =0.4622 pu

Para las resistencias:

R1pu=RSpu+RC1pu=0.109+0.0655= 0.1745 pu R2pu=RTpu+Rc2pu + RMpu =0.7446+1.93+19.8= 22.47 pu

RTOTAL1pu=(R1pu)(R2pu)/R1pu+R2pu=(0.1745)(22.47)/(0.1745)+(22.47) =0.1731 pu

Z= 22 + XTRT = 0.4935 69.46 pu X/R= 0.4622/0.1731= 2.67 MVAcc=MVAB/ ZTOTAL 1pu=100/0.49=204.08 MVA

ICCSIM= MVAcc/( 3)(kV)= 206.22 /( 3)(13.8)=8.53 kA Calculando la corriente de cortocircuito asimétrica momentánea a ½ ciclo : Se calcula el factor de asimetría o factor multiplicador para medio ciclo

Factor de asimetría =

RX

e/

2-

21

= 6.2

2-

2+1π

e = 1.08 ICCasym=(1.08)(8.53)= 9.21 kA

Falla 2 Barra colectora 558



X1pu=XSpu+XC1pu+ XTpu =0.42+0.0435+5.21= 5.67 pu


67

X2pu= XC2PU+ XMpu = 3.30+158.9=162.2pu

XTOTAL1pu=(X1pu)(X2pu)/X1pu+X2pu=(5.67)(162.2)/(5.67)+(162.2) = 5.47 pu


R1pu=RSpu+RC1pu+ RTpu =0.109+0.0655+0.7446= 0.9191 pu R2pu= Rc2pu + RMpu =1.93+19.8= 21.73 pu RTOTAL1pu=(R1pu)(R2pu)/R1pu+R2pu=(21.73)(0.9191)/(21.73)+(0.9191) =0.8818 pu

Z= 22 + XTRT = 5.54 80.84 pu X/R= 5.47/0.8818=6.2 MVAcc=MVAB/ ZTOTAL 1pu=100/5.54=18.05 MVA

ICCSIM= MVAcc/( 3)(kV)= 18.05 /( 3)(0.44)=23.68 kA Calculando la corriente de corto circuito asimétrica momentánea a ½ ciclo: Se calcula el factor de asimetría o factor multiplicador para medio ciclo

Factor de asimetría = /

2

2+1RX

π

e

-

= 2.6

2-

21

e = 1.31 ICCasym=(1.31)(23.68)= 31.02 kA

Falla 3 Barra colectora 561



X1pu=XSpu+XC1pu+ XTpu+XC2PU =0.42+0.0435+5.21+3.30=8.97 pu X2pu= XMpu = 158.9 pu

XTOTAL1pu=(X1pu)(X2pu)/X1pu+X2pu=(8.97)(158.9)/(8.97)+(158.9) =8.51 pu


R1pu=RSpu+RC1pu+ RTpu+ Rc2pu=0.109+0.0655+0.7446+1.93= 2.84 pu

R2pu=19.8 pu RTOTAL1pu=(R1pu)(R2pu)/R1pu+R2pu=(2.84)(19.8)/(2.84)+( 19.8) = 2.48 pu

Z= 22 + XTRT = 8.86 73 pu

X/R= 8.51/2.48= 3.43 MVAcc=MVAB/ ZTOTAL 1pu=100/8.86= 11.28 MVA


68

ICCSIM= MVAcc/( 3)(kV)= 11.28 /( 3)(0.44)=14.80 kA

Calculando la corriente de corto circuito asimétrica momentánea a ½ ciclo:

Se calcula el factor de asimetría o factor multiplicador para medio ciclo.

Factor de asimetría = /

2

2+1RX

π

e

-

= 43.3

2-

21

e = 1.14 ICCasym=(1.14)(14.80)= 17 kA

A continuación se muestra el diagrama de impedancias.


69

4.9 Diagrama de Impedancias


70

4.10 Corridas de Cortocircuito

A continuación se muestran corridas de cortocircuito con ayuda del programa SKM A fault.

T H R E E P H A S E F A U L T R E P O R T (FOR APPLICATION OF LOW VOLTAGE BREAKERS) PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO ======================================================================= BUS-557 FAULT: 24.956 kA AT -80.19 DEG ( 19.02 MVA) X/R: 5.81 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0017 + J 0.0100 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 24.956 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 25.865 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 2.283 kA ANG: -80.49 NV3_TRF-1 BUS-107 22.673 kA ANG: -80.17 BUS-558 FAULT: 24.952 KA AT -80.19 DEG ( 19.02 MVA) X/R: 5.80 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0017 + J 0.0100 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 24.952 KA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 25.857 KA CBL-CCM1 BUS-561 1.747 kA ANG: -81.64 CBL-CCM3 BUS-562 0.259 kA ANG: -76.83 CBL-CCM2 BUS-563 0.279 kA ANG: -76.63 CBL-STRF1 BUS-557 22.669 kA ANG: -80.16 BUS-559 FAULT: 15.763 kA AT -69.57 DEG ( 12.01 MVA) X/R: 2.69 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0056 + J 0.0151 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 15.763 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 15.763 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 15.763 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 15.763 kA ANG: -69.57 BUS-560 FAULT: 17.051 kA AT -71.02 DEG ( 12.99 MVA) X/R: 2.91 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0048 + J 0.0141 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 17.051 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 17.051 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 17.051 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 17.051 kA ANG: -71.02 BUS-561 FAULT: 16.831 kA AT -71.37 DEG ( 12.83 MVA) X/R: 3.29 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0048 + J 0.0143 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 16.831 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 16.984 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 16.831 kA CONTRIBUTIONS: CCM-1 1.816 kA ANG: -82.92 CBL-CCM1 BUS-558 15.056 kA ANG: -69.98 BUS-562 FAULT: 15.539 kA AT -57.45 DEG ( 11.84 MVA) X/R: 1.59 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0088 + J 0.0138 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 15.539 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 15.539 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 15.539 kA CONTRIBUTIONS: CCM-3 0.260 kA ANG: -77.20 CBL-CCM3 BUS-558 15.294 kA ANG: -57.12

BUS-563 FAULT: 13.114 kA AT -52.63 DEG ( 9.99 MVA) X/R: 1.34 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0118 + J 0.0154 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 13.114 kA


71

MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 13.114 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 13.114 kA CONTRIBUTIONS: CCM-2 0.282 kA ANG: -77.20 CBL-CCM2 BUS-558 12.859 kA ANG: -52.11 BUS-564 FAULT: 19.447 kA AT -68.94 DEG ( 14.82 MVA) X/R: 2.60 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0047 + J 0.0122 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 19.447 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 19.447 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 19.447 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 19.447 kA ANG: -68.94 BUS-565 FAULT: 4.084 kA AT -14.22 DEG ( 3.11 MVA) X/R: 0.25 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0603 + J 0.0153 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 4.084 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 10kA 4.084 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 4.084 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 4.084 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 4.084 kA ANG: -14.22 BUS-566 FAULT: 19.011 kA AT -70.65 DEG ( 14.49 MVA) X/R: 2.85 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0044 + J 0.0126 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 19.011 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 19.011 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 19.011 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 19.011 kA ANG: -70.65

BUS-567 FAULT: 7.770 kA AT -22.63 DEG ( 5.92 MVA) X/R: 0.42 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0302 + J 0.0126 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 7.770 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 10kA 7.770 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20kA 7.770 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20kA 7.770 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 7.770 kA ANG: -22.63 BUS-568 FAULT: 3.694 kA AT -26.80 DEG ( 2.82 MVA) X/R: 0.51 VOLTAGE: 440. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0614 + J 0.0310 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 3.694 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 10KA 3.694 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20KA 3.694 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20KA 3.694 kA CONTRIBUTIONS: BUS-558 3.694 kA ANG: -26.80


72

T H R E E P H A S E F A U L T R E P O R T (FOR APPLICATION OF LOW VOLTAGE BREAKERS) PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO ========================================================================== BUS-580 FAULT: 10.974 kA AT -73.73 DEG ( 4.18 MVA) X/R: 3.43 VOLTAGE: 220. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0032 + J 0.0111 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 10.974 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20KA 11.194 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20KA 10.974 kA CONTRIBUTIONS: BUS-564 10.974 KA ANG: -73.73 BUS-581 FAULT: 10.069 kA AT -70.17 DEG ( 3.84 MVA) X/R: 2.77 VOLTAGE: 220. EQUIV. IMPEDANCE= 0.0043 + J 0.0119 OHMS LOW VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKER 10.069 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER < 20KA 10.069 kA MOLDED CASE CIRCUIT BREAKER > 20KA 10.069 kA CONTRIBUTIONS: BUS-580 10.069 KA ANG: -70.17


73

F A U L T S T U D Y S U M M A R Y (FOR APPLICATION OF LOW VOLTAGE BREAKERS)

PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO

BUS RECORD VOLTAGE A V A I L A B L E F A U L T D U T I E S (KA) NO NAME L-L 3 PHASE X/R LINE/GRND X/R ========================================================================== BUS-557 440. 24.956 5.81 24.943 6.03 BUS-558 440. 24.952 5.80 24.936 6.03 BUS-559 440. 15.763 2.69 13.502 2.81 BUS-560 440. 17.051 2.91 14.890 3.00 BUS-561 440. 16.831 3.29 14.007 3.14 BUS-562 440. 15.539 1.59 13.509 1.56 BUS-563 440. 13.114 1.34 11.091 1.33 BUS-564 440. 19.447 2.60 17.762 2.56 BUS-565 440. 4.084 0.25 3.432 0.25 BUS-566 440. 19.011 2.85 17.184 2.85 BUS-567 440. 7.770 0.42 6.624 0.39 BUS-568 440. 3.694 0.51 3.019 0.57 BUS-580 220. 10.974 3.43 12.108 3.54 BUS-581 220. 10.069 2.77 10.619 2.75 35 FAULTED BUSES, 42 BRANCHES, 4 CONTRIBUTIONS UNBALANCED FAULTS REQUESTED *** SHORT CIRCUIT STUDY COMPLETE ***


74

T H R E E P H A S E M O M E N T A R Y D U T Y R E P O R T PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO ========================================================================= BUS-103 E/Z: 9.130 kA AT -75.60 DEG ( 208.74 MVA) X/R: 3.90 SYM*1.6: 14.608 kA MOMENTARY BASED ON X/R: 10.800 kA SYM*2.7: 24.651 kA CREST BASED ON X/R: 18.681 kA VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.2076 + J 0.8085 OHMS CONTRIBUTIONS: ACOMETIDA 9.084 kA ANG: -75.57 CBL-ACOM BUS-106 0.046 kA ANG: -81.78 BUS-105 E/Z: 8.218 kA AT -68.53 DEG ( 187.89 MVA) X/R: 2.56 SYM*1.6: 13.149 kA MOMENTARY BASED ON X/R: 8.893 kA SYM*2.7: 22.188 kA CREST BASED ON X/R: 15.021 kA VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.3394 + J 0.8630 OHMS CONTRIBUTIONS: BUS-106 8.218 KA ANG: -68.53 BUS-106 E/Z: 8.269 kA AT -68.90 DEG ( 189.06 MVA) X/R: 2.61 SYM*1.6: 13.231 kA MOMENTARY BASED ON X/R: 8.980 kA SYM*2.7: 22.327 kA CREST BASED ON X/R: 15.197 kA VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.3317 + J 0.8599 OHMS CONTRIBUTIONS: BUS-103 8.224 kA ANG: -68.83 CBL-TRF1 BUS-107 0.046 kA ANG: -81.82 M O M E N T A R Y D U T Y S U M M A R Y R E P O R T PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO ========================================================================== BUS RECORD VOLTAGE * 3 P H A S E * * * * SLG * * * NO NAME L-L E/Z X/R E/Z X/R ========================================================================== BUS-103 13200. 10.800 3.90 0.720 0.09 BUS-105 13200. 8.893 2.56 0.709 0.10 BUS-106 13200. 8.980 2.61 0.710 0.10 4 FAULTED BUSES, 42 BRANCHES, 4 CONTRIBUTIONS UNBALANCED FAULTS REQUESTED *** SHORT CIRCUIT STUDY COMPLETE ***


75

T H R E E P H A S E I N T E R R U P T I N G D U T Y R E P O R T PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO NACD OPTION: INTERPOLATED ========================================================================== BUS-103 E/Z: 9.103 kA AT -75.58 DEG ( 208.13 MVA) X/R: 3.89 VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.2085 + J 0.8108 OHMS CONTRIBUTIONS: ACOMETIDA 9.084 kA ANG: -75.57 CBL-ACOM BUS-106 0.019 kA ANG: -82.44 GENERATOR NAME -- AT BUS -- kA VOLTS PU LOCAL/REMOTE ACOMETIDA 9.084 0.00 R TOTAL REMOTE: 9.084 KA NACD RATIO: 0.9979 SYM2 SYM3 SYM5 SYM8 MULT. FACT: 1.000 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 9.103 9.103 9.103 9.103 TOT2 TOT3 TOT5 TOT8 MULT. FACT: 1.039 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 9.458 9.103 9.103 9.103 BUS-105 E/Z: 8.192 kA AT -68.49 DEG ( 187.30 MVA) X/R: 2.54 VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.3411 + J 0.8655 OHMS CONTRIBUTIONS: BUS-106 8.192 kA ANG: -68.49 GENERATOR NAME -- AT BUS -- KA VOLTS PU LOCAL/REMOTE ACOMETIDA 8.173 0.15 R TOTAL REMOTE: 8.173 kA NACD RATIO: 0.9977 SYM2 SYM3 SYM5 SYM8 MULT. FACT: 1.000 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 8.192 8.192 8.192 8.192 TOT2 TOT3 TOT5 TOT8 MULT. FACT: 1.022 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 8.372 8.192 8.192 8.192 BUS-106 E/Z: 8.243 kA AT -68.86 DEG ( 188.46 MVA) X/R: 2.59 VOLTAGE: 13200. EQUIV. IMPEDANCE= 0.3334 + J 0.8623 OHMS CONTRIBUTIONS: BUS-103 8.224 kA ANG: -68.83 CBL-TRF1 BUS-107 0.019 kA ANG: -82.46 GENERATOR NAME -- AT BUS -- KA VOLTS PU LOCAL/REMOTE ACOMETIDA 8.224 0.15 R TOTAL REMOTE: 8.224 kA NACD RATIO: 0.9977 SYM2 SYM3 SYM5 SYM8 MULT. FACT: 1.000 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 8.243 8.243 8.243 8.243 TOT2 TOT3 TOT5 TOT8 MULT. FACT: 1.023 1.000 1.000 1.000 DUTY (kA) : 8.430 8.243 8.243 8.243


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I N T E R R U P T I N G D U T Y S U M M A R Y R E P O R T PRE FAULT VOLTAGE: 1.0000 MODEL TRANSFORMER TAPS: NO NACD OPTION: INTERPOLATED ========================================================================== BUS RECORD VOLTAGE NACD * 3 P H A S E * * * * S L G * * NO NAME L-L RATIO E/Z KA X/R E/Z kA X/R ============================================================================== BUS-103 13200. 0.998 9.103 3.89 0.720 0.09 BUS-105 13200. 0.998 8.192 2.54 0.709 0.10 BUS-106 13200. 0.998 8.243 2.59 0.710 0.10 4 FAULTED BUSES, 42 BRANCHES, 4 CONTRIBUTIONS UNBALANCED FAULTS REQUESTED

*** SHORT CIRCUIT STUDY COMPLETE ***


77

4.11 Verificación de capacidades interruptivas

Como ejemplo se verifica el interruptor principal alimentador tablero ABB en subestación eléctrica principal en 13.8 kV. Se consulta el reporte momentáneo (momentary duty report) donde la barra 103 presenta una corriente de cortocircuito momentánea de 10.8 kA, y consultando el reporte interruptivo(interrupting duty report) se tiene una corriente de cortocircuito interruptiva de 9.10 kA, estos valores se comparan con la capacidad de cortocircuito del interruptor y se muestra que no se tienen problemas por baja capacidad interruptiva; ya que los valores de cortocircuito momentáneo e interruptivo están por debajo de la capacidad del interruptor.

Por lo tanto de acuerdo a la tabla No. 4.1 de verificación de capacidades interruptivas de interruptores de potencia a 13.8 KV, se puede observar que no existen problemas de baja capacidad interruptiva. La verificación para el interruptor principal del transformador en el lado secundario se realiza de la siguiente forma, se consulta el reporte para fallas trifásicas para aplicación de interruptores de baja tensión (three phase fault report for application of low voltaje breakers), donde se localiza la barra 558 y se encuentra un valor de 24.95 kA que se compara con la capacidad momentánea e interruptiva del interruptor y se muestra que la capacidad del interruptor de 65 kA esta por arriba de 24.95 kA y por lo tanto no tenemos problemas debaja capacidad interruptiva. Así se aplica el mismo procedimiento para los demás interruptores electromagnéticos en la tabla 4.2. De acuerdo a la tabla No. 4.2 de verificación para capacidades interruptivas de interruptores electromagnéticos a 440 y 220 V, localizados en tableros de distribución, se puede observar que no existen problemas de baja capacidad interruptiva.


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Para los interruptores termomagneticos se aplica el mismo procedimiento del interruptor electromagnético. De acuerdo a la tabla No. 4.3 de verificación de capacidades interruptivas de interruptores termomagnéticos a 440 y 220 V, se puede observar que no existen problemas de baja capacidad interruptiva (excepto en el interruptor termomagnético del circuito del taller mecánico).

El interruptor termomagnético del circuito de alimentación al taller mecánico localizado en el Tablero de Distribución Marca Siemens en 440 volts se encuentra al limite de su capacidad interruptiva de 25 KA contra los 24.595 KA que presenta el sistema eléctrico para fallas en dicho tablero correspondiente a la barra 558, por lo que puede ser un equipo de riesgo para el personal y las instalaciones. Se recomienda cambiar este interruptor por la siguiente sugerencia: Interruptor siemens HHED con las siguientes características: HHED de 125 A, 3 polos, 600 V.C.A. 35 kA simétricos R.M.S. a 480 V.C.A. y 100 kA a 240 V.C.A.


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80

5.0 Estudio de Coordinación de Protecciones 5.1 Cálculo y ajuste de protecciones en el transformador “TRF-1” 13.8 kV-440 Volts 5.1.1 Datos del transformador TRF-1

Marca: IESA Tipo: OA Potencia: 1500 kVA Z: 7.9 % Relación: 13800-440/254 V Conexión: Delta-Estrella Aterrizado Sólidamente El ajuste de las protecciones se hará en base a su potencia nominal, corriente súbita, corriente de cortocircuito y curva de daño térmico del transformador.

5.1.2 Cálculo del perfil de corrientes del transformador

Por cálculos se tiene que la corriente nominal es:

I nomTRS = Vs

S

3= ( )( )44.03

1500= 1,968 A a 440 V

Dónde: I nomTRS = Corriente nominal del secundario del TR. S = Potencia en kVA del TR. Vs = Tensión en kV del TR de lado secundario..

I nomTRP = Vp

S

3= 8.133

1500 = 62.75 A a 13.8 kV

Donde: I nomTRP = Corriente nominal del primario del TR. S = Potencia en kVA del TR. Vp= Tensión en kV del TR del lado primario.

5.1.3 Corriente de magnetización (INRUSH)

La corriente de magnetización al energizar el transformador de acuerdo a tabla 2.5 en anexo 2. es: Corriente de magnetización (INRUSH)= ( )( )InomTRP10

= ( )( )75.6210 = 627.5 A a 13.8 kV en 0.1 seg.


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5.1.4 Curva de daño térmico y punto ANSI del transformador

Para la obtención de la curva de daño térmico y el punto ANSI del transformador es obtenida por el método de los cuatro (4) puntos y es necesario conocer la información siguiente:

a) Impedancia del transformador = 7.9% b) Factor ANSI por tipo de conexión. c) Categoría del transformador = II (Ver tabla 2.3 en anexo 2).

Con estos datos nos vamos a la tabla 2.4 en anexo 2 y procedemos al cálculo, que corresponde a un transformador de categoría II, que es el siguiente: Punto 1: Tiempo en seg. 2 = ZInomTRs = (1968/0.079)=24,914 A.

Punto 2: Tiempo en seg. 4.08 = ZInomTRs /7.0 = (0.7)(1968)/ 0.079)=17,440 A.

Punto 3: Tiempo en seg. (2551)(Z)2= ZInomTRs /7.0 =(0.7)(1968)/ 0.079=17,440 A.

Punto 4: Tiempo en seg. 50 = InomTRs5 = (5)(1968)=9,841.15 A Dónde: InomTRs=Corriente nominal secundaria del transformador.

Z=Impedancia en por unidad del transformador. A continuación se muestran los puntos de la curva de daño térmico del transformador.

Puntos a graficar Tiempo (seg) Corriente (A) Punto 1 2 24,914 A Punto 2 4.08 17,440 A Punto 3 16 17,440 A Punto 4 50 9,841.15 A

5.1.5 Corriente Súbita (I súbita) o corriente máxima de arranque

Considerando que el motor que ocasiona corriente súbita de este transformador es la “Máquina de refrigeración”, del CCM-1, de las siguientes características. Marca: Potencia: 100 HP Corriente Nominal: 120 A (Dato de placa) Tensión: 480 Volts Tipo: Inducción Código: G (6.29) kVA/CP Velocidad: 3,545 RPM Factor de Servicio: 1.15 Arranque a tensión reducida por auto-transformador al 65%. La corriente a rotor bloqueado (I rb) a tensión plena es:


82

Irb=

( )( )( )( )Vn3

kVA/cp cp

=

( )( )( )( )0.443

1006.29

=825 A La corriente de arranque con autotransformador es: I auto = (Irb)(Derivación) 2 = (825)(0.652)) = 348.56 A Por lo tanto la corriente máxima de arranque del motor es: Imax arranque motor = (Iauto)(factor de asim)(factor seguridad)

= (348.56)(1.5)(1.1) =575.12 A Por lo tanto, se tiene la corriente máxima cuando el motor arranca y el transformador está alimentando la demás carga: I súbita = I demas Carga + I Max Arranque motor I súbita = 1848+575.12 = 2423.12 A a 440 V.

5.1.6 Corriente de cortocircuito ( Icc) La aportación de cortocircuito para fallas en el secundario del transformador de acuerdo con corrida de software es: I CC sym a barra colectora # 558 = 22, 669 kA a 440 V.

5.1.7 Protección principal en el secundario del transformador Datos de la protección:

Interruptor Electromagnético:

Marca: SIEMENS

Tipo: SBA

Marco: 2000 A

Rango (In): 2000 A

Rango (Ir): 2000 A

Unidad de Disparo: SB, Característica LIG

Ajuste tiempo largo (Long Time Settings): 50/60/65/70/75/80/85/90/95/100 % Ir

Retardo tiempo largo (long Time Delay): 2.5/4/5.5/8/10/14/17/21/25/30 Seg a 6 x Ir

Ajuste instantaneo (Instantaneous Settings): 1.5/2/3/4/5/6/7/8/10/12 x In


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Ajuste falla a tierra (Ground Fault Settings): 20/23/27/30/35/40/45/50/55/60 % In

Retardo falla a tierra (Ground Fault Delay): 0.1/0.2/0.3/0.4/0.5 Seg a 0.5 x In; I2t ON or Fixed

5.1.8 Cálculo de ajustes de la unidad de tiempo largo (Long time)

Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente nominal del transformador, pero no mayores al 250% en el lado secundario de acuerdo con NOM-001 SEDE 2005 tabla 450-3 (a)(2)(b) donde se está considerando una instalación supervisada

Ajuste corriente en tiempo largo (Long Time Pick-up) ≤ rInterrupto(Ir) Rango

nomTRI x 100

Ajuste corriente en tiempo largo (Long Time Pick-up) ≤2000

1968x 100 = 98.4

5.1.9 Cálculo de ajustes de la unidad instantánea (instantaneous)

Por coordinación y protección con los interruptores electromagnéticos y termomagné-ticos instalados en el tablero a 440 Volts, ajustar esta unidad a 14000 A.

Con este valor se trata de tener el ajuste instantáneo del lado derecho con respecto a la curva de los interruptores termomagnéticos sea selectiva; es decir que opere el interruptor inmediato abajo donde sea la falla por cortocircuito.

5.1.10 Cálculo de ajustes de la unidad de falla a tierra (ground fault)

Debido a que la corriente de falla a tierra en el secundario del transformador es aproximadamente igual a la corriente de cortocircuito trifásica y en base al artículo 230-95 Nom-001-SEDE-2005 el ajuste de la protección contra fallas a tierra no deberá exceder de 1200 AMP y el tiempo máximo de disparo no deberá ser mayor de 1.0 seg para corrientes de falla a tierra iguales o mayores a 3000 AMP, por lo tanto:

AJUSTE FALLA A TIERRA (Ground Fault Pick-up) ≤ r)interrupto (In Rango

1200

AJUSTE FALLA A TIERRA (Ground Fault Pick-up) ≤ 2000

1200 = 0.6


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El ajuste en corriente como máximo puede ser de 1200 amperes por lo que se ajustó en el 30% que representa un valor de 600 amperes y el tiempo para que exista coordinación y no se traslapen las curvas.

5.1.11 Ajustes seleccionados de la protección principal del transformador” Por coordinación, los ajustes recomendados son los siguientes: Long Time Pick-Up: 100 % Ir (2,000 A) Delay: 2.5 Seg Instantaneous Pick-Up: 7 x Ir (14,000 A) Ground Fault Pick-Up: 30 % In (600 A Delay: 0.3 Seg Fixed En la gráfica de coordinación No. 01 se muestran el perfil de corriente y el ajuste de protecciones del transformador.

5.2 Cálculo de ajustes de relevadores de protección ANSI 50/51 y 50/51N en Subestación principal tablero ABB y Subestación tablero Siemens a 13.8 kV.

5.2.1 Alimentador S.E. tablero ABB a 13.8 kV “S.E. principal”

El ajuste de esta protección se hará de acuerdo a la carga instalada, la corriente de demanda y las corrientes de cortocircuito del alimentador. CÁLCULO DEL PERFIL DE CORRIENTES DEL ALIMENTADOR. CARGA INSTALADA (I inst)

De acuerdo con el diagrama unifilar y a los datos de placa de los equipos instalados se tiene que la carga instalada en el alimentador es:

Transformador Potencia I nom TRF-1 1500 VA´s 62.75 A

Por lo tanto, se tiene que la corriente instalada en el alimentador es:

I inst = 62.75 A a 13.8 kV y CORRIENTE DE DEMANDA (I dem) Se considerará una demanda del 100 % de la carga instalada del transformador: Por lo tanto: I dem = 62.75 A a 13.8 kV.


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CORRIENTE DE MAGNETIZACION (INRUSH) La corriente de magnetización al energizar los transformadores es: INRUSH a 10 veces = 627.5 A a 13.8 kV en 0.1 Seg. CORRIENTE SUBITA (I sub)

Considerando que el motor que ocasiona corriente súbita de este transformador es la “Máquina de refrigeración” del CCM-01 de las siguientes características. Potencia: 100 HP Corriente Nominal: 120 A Tipo: Inducción Código: G (6.29) Velocidad: 3,545 RPM Factor de Servicio: 1.15 Arranque a tensión reducida por auto-transformador al 65%. CORRIENTE NOMINAL (I motor) De datos de placa del motor se tiene que: I motor = 120 A a 440 V I motor = 3.82 A a 13.8 kV (0.44kV/13.8kV)(120 A)=3.82 A La corriente maxima de arranque del motor a tensión reducida es: I max de arranque = 575 A a 440 V (0.44kV/13.8kV)(575 A)=18.33 A I max de arranque = 18.33 A a 13.8 kV Por lo tanto, se tiene: I súbita = I dem - I motor + I max. I súbita = 62.75-3.82+18.33 = 77.25 A CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO (I c.c.) Las corrientes de corto circuito que pasa por el interruptor para fallas en el primario del transformador de acuerdo con corrida son:

I c.c. barra # 103 a barra # 106 = 8,224 A a 13.8 kV. Las corrientes de corto circuito que pasa por el interruptor para fallas en el secundario del transformador de acuerdo con corrida son:


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I c.c. barra # 107 a barra # 558 = 22,669 A a 440 V. I c.c. barra # 107 a barra # 558 = 723 A a 13.8 kV. CORRIENTE DE FALLA a TIERRA (I G.F.) La corriente de cortocircuito que pasa por el interruptor para fallas en el primario del transformador según corridas de cortocircuito es: I G.F. barra # 106 = 710 A a 13.8 kV

5.2.2 Protección del alimentador en S.E. principal CFE a 13.8 kV.

DATOS DE LA PROTECCION Relevador ANSI 50/51 y 50/51N: Marca: ABB Tipo: DPU-2000R Rango ANSI 51P: 1.0 a 12 A, en incrementos de 0.1 A Rango ANSI 50P-1: 0.5 a 20 x 51P, en incrementos de 0.1 51P Rango ANSI 50P-2: 0.5 a 20 x 51P, en incrementos de 0.1 51P Rango ANSI 50P-3: 0.5 a 20 x 51P, en incrementos de 0.1 51P (Sin retardo) Rango ANSI 46: 1.0 a 12 A, en incrementos de 0.1 A Rango ANSI 51N: 0.20 a 2.4 A, en incrementos de 0.02 A Rango ANSI 50N-1: 0.5 a 20 x 51N, en incrementos de 0.1 51N Rango ANSI 50N-2: 0.5 a 20 x 51N, en incrementos de 0.1 51N Rango ANSI 50N-3: 0.5 a 20 x 51N, en incrementos de 0.1 51N (Sin retardo) Rango ANSI 27: 10 a 200 V, en incrementos de 1.0 V Rango ANSI 59: 70 a 250 V, en incrementos de 1.0 V TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (T.C.'s). Relación de T.C.'s = 150/5 A = 30:1 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (T.P.'s). Relación de T.P.'s = 14,400 /120 Volts = 120: 1 CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD DE TIEMPO ANSI 51P. Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente de demanda del alimentador: ANSI 51P PICK-UP I dem / Relación T.C´s ANSI 51P PICK-UP = 2.09 A Por coordinación, se recomiendan los siguientes ajustes:


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Ajuste ANSI 51P = 2.30 A X 30= 69 A a 13.8 kV (Pick-Up ) Curve = EI (Extremadamente Inversa) Dial = 10.0 Time CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD INSTANTANEA ANSI 50P-1. Esta unidad será ajustada para operar como una protección de respaldo de la protección instalada en el secundario del transformador: Por coordinación, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 50P-1 = 7.5 x 51P = (7.5)(69)= 517.5 A a 13.8 KV (Pick-Up) Curve = Definite Time Dial = 0.3 Seg CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD INSTANTANEA ANSI 50P-2. Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente de corto circuito que pasa por el interruptor para fallas en el secundario del transformador: ANSI 50P-2 PICK-UP I c.c barra #107 a barra #558 / Pick – Up 51 P ANSI 50P-2 PICK-UP 723 / 69 = 10.48 Por coordinación, los ajustes recomendados son: Disable or Enable = Enable Ajuste ANSI 50P-2 = 15.0 x 51P = (15)(69) = 1,035 a 13.8 kV (Pick-Up) Time Delay: 0.0 sec CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD INSTANTANEA ANSI 50P-3. Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente de corto circuito que pasa por el interruptor para fallas en el secundario del transformador: ANSI 50P-3 PICK-UP I c.c barra #107 a barra #558 / Pick – Up 51 P ANSI 50P-3 PICK-UP 723 / 69 = 10.48 Por coordinación, los ajustes recomendados son: Disable or Enable = Enable Ajuste ANSI 50P-3 = 15.0 x 51P = (15)(69)=1,035 a 13.8 kV (Pick-Up)


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CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD DE TIEMPO ANSI 51N. Esta unidad será ajustada para operar con un 10% de desbalance de la corriente de demanda del alimentador. ANSI 51N PICK-UP 10 % I dem / Relación T.C´s ANSI 51N PICK-UP (0.1)(62.75)/30 = 0.20 A Por coordinación, se recomiendan los siguientes ajustes: Ajuste ANSI 51N = 0.25 X 30 = 7.5 A a 13.8 kV (Pick-Up) Curve = Definite Time Dial = 0.50 sec CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD DE TIEMPO ANSI 50N-1. Esta unidad será ajustada para operar con un 25 % de la corriente de falla a tierra presente en el primario del transformador (TRF-1): ANSI 50N-1 PICK-UP 0.25 * I GF / Pick – Up 51 N ANSI 50N-1 PICK-UP 0.25 * 710 /7.5 = 23.66 Por protección, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 50N-1 = 10 x 51N = 10 x 7.5 =75 A a 13.8 KV (Pick-Up) Curve = Definite Time Time Delay = 0.00 sec

CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD DE TIEMPO ANSI 50N-2. Esta unidad será ajustada para operar con un 25 % de la corriente de falla a tierra presente en el primario del transformador ANSI 50N-2 PICK-UP 0.25 * I GF / Pick – Up 51 N ANSI 50N-2 PICK-UP 0.25 * 710 /7.5 = 23.66 Por protección, los ajustes recomendados son: Enable or Disable = Enable


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Ajuste ANSI 50N-2 = 10 x 51N = 75 A a 13.8 kV (Pick-Up) Time Delay = 0.00 sec

CÁLCULO DE AJUSTES DE LA UNIDAD DE TIEMPO ANSI 50N-3. Esta unidad será ajustada para operar con un 25 % de la corriente de falla a tierra presente en el primario del transformador (TRF-1): ANSI 50N-3 PICK-UP 0.25 * I GF / Pick – Up 51 N ANSI 50N-3 PICK-UP 0.25 * 710 /7.5 = 23.66 Por protección, los ajustes recomendados son: Enable or Disable = Enable Ajuste ANSI 50N-3 = 10 x 51N = 75 A a 13.8 kV (Pick-Up) AJUSTES DE LA UNIDAD DE DESBALANCE ANSI 46. Esta unidad será inhabilitada. Por lo tanto, el ajuste recomendado es: Ajuste ANSI 46 = Disable AJUSTES DE LA UNIDAD DE RECIERRE ANSI 79. Por razones de seguridad del personal y del equipo se recomienda no aplicar esta función a la protección. Por lo tanto, el ajuste recomendado es: Ajuste ANSI 79 = Enable Open Interval Time = 3.0 sec AJUSTES DE LA UNIDAD DIRECCIONAL ANSI 67P Y 67N. Por razones de continuidad de operación de la S.E, se recomienda no aplicar esta función a la protección.

Por lo tanto, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 67P = Disable Ajuste ANSI 67N = Disable


90

AJUSTES DE LA UNIDAD DE FRECUENCIA ANSI 81S, 81R Y 81O. Esta función quedará inhabilitada. Por lo tanto, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 81S = Disable Ajuste ANSI 81R = Disable Ajuste ANSI 81O = Disable AJUSTES DE LA UNIDAD DE BAJO VOLTAJE ANSI 27. Esta unidad será ajustada para operar cuando el voltaje de línea caiga al 90 % de voltaje de operación 13.8 kV. ANSI 27 DROP-OUT 90% * VLL / RTP ANSI 27 DROP-OUT (0.90) (13.8) / 120 = 0.103 kV = 103.5 V Por lo tanto, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 27 = 104.0 Volts (Drop-Out = 12,480 V) Time Delay = 10 sec AJUSTES DE LA UNIDAD DE SOBRE VOLTAJE ANSI 59. Esta unidad será ajustada para operar cuando el voltaje de línea se incremente un 110% de voltaje de operación 13.8 kV. ANSI 59 PICK-UP 110% * VLL / RTP ANSI 59 PICK-UP (1.10) (13.8) / 120 = 0.126 kV = 126 V Por lo tanto, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 59 = 126.0 V (Drop-Out = 15,120 V) Time Delay = 10 sec En la gráfica de coordinación No. 2 se muestran el perfil de corrientes y el ajuste de las protecciones del alimentador.


91

5.2.3 Protección del alimentador en tablero Siemens a 13.8 kV.

Relevador ANSI 50/51 y 50/51N Marca: SIEMENS Tipo: 7SJ600 Ins : 5 A ANSI 51 (IP>): 0.1 a 4.0 x IN (Steps 0.1) ANSI 50 (I>>): 0.1 a 25.0 x IN (Steps 0.1 ó ) ANSI 50 (I>>>): 0.3 a 12.5 x IN (Steps 0.1 ó ) ANSI 51N (IEp>): 0.1 a 4.0 x IN (Steps 0.1) ANSI 50N (IE>>): 0.1 a 25.0 x IN (Steps 0.1 ó ) TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (T.C.’s). Relación de T.C.'s: 200/ 5 AMP ; 40: 1 AJUSTE DE LA PROTECCION ANSI 51 (IP>). Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente de demanda del alimentador. TAP = (I dem / INp TC) x (5) =(0.31) x(5)= 1.56 Se selecciona valor de 1.75 A Corriente de ajuste = ANSI 51 PICK-UP (TAP) x(RTC)= 1.75 x 40= 70 A en 13.8 KV Por coordinación, se recomiendan los siguientes ajustes: Ajuste en relevador = ANSI 51 PICK-UP/ INP TC 70 / 200= 0.35 Curve = IEC EI (IEC Extremely Inverse) Dial = 1.4 Time AJUSTE DE LA PROTECCION ANSI 50 (I>>): Esta unidad será ajustada para operar como una protección de respaldo de la protección instalada en el secundario del transformador: Por coordinación, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 50 (I>>) = 2.6 x IN = (2.6)(200)= 520 A a 13.8 kV (Pick-Up) Delay = 0.3 sec AJUSTE DE LA PROTECCION ANSI 50 (I>>>):


92

Esta unidad será ajustada para operar con corrientes mayores a la corriente de cortocircuito que pasa por el interruptor para fallas en el secundario del transformador: ANSI 50 (I>>>) PICK-UP I c.c barra #107 a barra #558 / Relación de T.C´c * INs ANSI 50 (I>>>) PICK-UP 723 / (40)(5) = 3.61 Por coordinación, los ajustes recomendados son: Ajuste ANSI 50 (I>>>) = 5.2 x IN = (5.2)(200)=1040 A a 13.8 kV (Pick-Up) Delay = 0.0 sec AJUSTE DE LA PROTECCION ANSI 51N (IEp>): Esta unidad será ajustada para operar con un 10% de desbalance de la corriente de demanda del alimentador: ANSI 51N (IEp>) PICK-UP 10 % I dem / Relación de T.C´c * IN ANSI 51N (IEp>) PICK-UP (0.10)(62.75) / (40)(5) = 0.031 Ajuste ANSI 51N (Iep>) = 0.1 x IN = (0.1)(200)= 20 A a 13.8 kV (Pick-Up) Curve = IEC INV Dial = 0.10 Time AJUSTE DE LA PROTECCION ANSI 50N (IE>>): Esta unidad será ajustada para operar con un 25 % de la corriente de falla a tierra presente en el primario del transformador (TRF-1): ANSI 50N (IE>>) PICK-UP 0.25 * I GF / T.C ´s * IN ANSI 50N (IE>>) PICK-UP 0.25 * 710 / 40 * 5 = 0.88 Ajuste ANSI 50N (IE>>) = 0.40 x IN = (0.4)(200)= 80 A a 13.8 kV (Pick-Up) Delay = 0.0 sec En la gráfica de coordinación No. 2 se muestran el perfil de corrientes y el ajuste de las protecciones del alimentador.


93

5.2.4 Graficas

Grafica.01


94

Grafica.02

Capítulo III. Estudio de arco eléctrico

95

III. Estudio de Arco Eléctrico

6.0 Estudio de Arco Electrico (Arc Flash)

6.1 Alcance del estudio

El presente estudio se desarrolló para una planta industrial existente.

El estudio comprende los tableros de distribución en 13.8 kV y CCM’s en 440 y 220 V.

La evaluación de arco eléctrico (Arc Flash) ayudara a determinar las distancias, límites de seguridad requerida y riesgos por arco eléctrico, evitando lesiones o muerte al personal de operación y mantenimiento eléctrico.

Con ésta información se especifica el equipo de protección personal requerido así como las etiquetas de advertencia para el trabajo seguro en éstos equipos que deberán colocarse en las puertas de los cubículos de los tableros.

El estudio se basa en el cálculo de la energía incidente de acuerdo con el estándar de la Asociación Nacional contra la Protección del Fuego NFPA 70E 2004 [11] y el estándar del IEEE 1584 2002 [7].

El cálculo del arco eléctrico se realizara tomando como base: 1) los niveles de falla eléctrica del estudio de cortocircuito y 2) los ajustes propuestos en los dispositivos de protección previamente desarrollados en el estudio de coordinación de protecciones. Y como resultado el estudio determina las distancias para reducir los riesgos de quemaduras como sigue: hubo

Distancia de protección contra arco eléctrico.

Distancia segura de trabajo.

Distancia restringida de trabajo.

Distancia prohibida de trabajo.

Clase de ropa necesaria (equipo de protección personal).

Se proveerán etiquetas típicas de advertencia de arco eléctrico en archivo electrónico, donde se indique peligro de descarga eléctrica y equipo de protección personal requerido para cada tablero en cumplimiento con NFPA 70-2002 (NEC) sección 110.16.

La NOM-001-SEDE 2005 [1] hace referencia para acometidas de más de 600 volts nominales (ver en art. 230-203), de poner letreros de advertencia en todos los lugares en los que las personas no calificadas puedan entrar en contacto con partes energizadas.


96

Para el cálculo se consideraran las bases de datos de los estudios de cortocircuito y de coordinación de protecciones. Así mismo se hará referencia al Diagrama Unifilar Esquemático de Estudios para el Sistema Eléctrico DUE-1.

En el presente estudio se hará referencia a los dispositivos de protección y barras de los diagramas unifilares esquemáticos.

6.2 Cálculos del arco eléctrico

El arco eléctrico se puede calcular por medio de la IEEE 1584 y la NFPA 70E. Aquí utilizaremos las formulas de la IEEE 1584 y seleccionaremos el equipo de protección personal de acuerdo a la categoría de la NFPA 70E.

6.2.1 Ejemplo de cálculo para la barra colectora 558

Se utiliza la ecuación 1.1 para tensiones menores a 1 kV.:

Lg Ia = K+ 0.662 (log(Ibf ))+0.0966V+ 0.000526G+ 0.5588V (log(Ibf )) - 0.00304G(log(Ibf )) (1.1)

Dónde:

log es log10

Ia = Corriente de arco (kA)

K = –0.153; configuración abierta

= –0.097; configuración en caja

Ibf = Corriente de falla franca trifásica (simétrica RMS) (kA)

V = Tensión del sistema. (kV).

G = Distancia entre conductores (mm).

Datos:

K= -0.097,

Ibf= 23.68 kA de barra colectora 558.

V=0.44 kV


97

G=25 mm

Sustituimos valores en ecuación (1.1) y despejando:

Ia= )))68.23)(log(25(00304.0))68.23)(log(44.0(5588.0)25(000526.0)44.0(0966.0))68.23(log(662.0097.0(10

la= 12.64 kA

6.2.2 Determinación de la energía incidente normalizada

Esta ecuación toma el dato normalizado para un tiempo de arco de 0.2 segundos y una distancia de un punto posible de arco hacia una persona de 610 mm.

log En = K1 + K2 + 1.081 (log(Ia )) + 0.0011G (3.3)

Donde:

En = Energía incidente normalizada (J /cm2) para un tiempo y distancia.

K1 = -0.792; configuración abierta.

= -0.555; configuración en caja.

K2 = 0; Sistemas no aterrizados y con una alta resistencia a tierra.

= -0.113; sistemas aterrizados.

G = Distancia entre conductores. (mm).

Datos:

K1=-0.555

K2=-0.113

la= 12.64 kA

G=25mm (ver tabla 3.1 en anexo 3).

Sustituyendo en ecuación (3.3):

log En = -0.555 – 0.113 + 1.081 (log(12.64)) + 0.0011(25)

En = 3.55 (J /cm2)


98

Finalmente de la energía incidente normalizada calculamos la energía incidente:

E = 4.184 Cf En (t/0.2) (610x / Dx) (3.4).

Donde:

E = Energía incidente (J / cm2)

Cf = Calculation factor

= 1.0; tension > 1kV

= 1.5; tension < 1kV

En = Energía incidente normalizada

t = Tiempo de arco (segundos)

D = Distancia posible del origen del arco a una persona (mm)

x = Es el exponente de la distancia mostrada en la tabla 3.3 en el anexo 3.

Sustituyendo:

E = 4.184 (1.5) (3.55) (0.03/0.2) (610 / 455)1.641

= 5.41 (J /cm2)

Para convertir J /cm2 a cal/cm2 tenemos que 5 J /cm2 = 1.2 cal/cm2, entonces:

5.41 (J /cm2)= 1.08 cal/cm2

6.2.3 Cálculo de la frontera de protección contra arco

Utilizando la ecuación siguiente:

DB = (4.184CfEn (t/0.2)(610x / EB) )1/x

Donde: DB = Es la distancia de frontera de el punto de arqueo (mm) Cf = Factor de cálculo = 1.0; tension > 1 kV = 1.5; tension < 1 kV En = Energía incidente normalizada. EB = Energía incidente en (J/cm2) a una distancia de frontera. t = Tiempo de arco (segundos).

x = Es la distancia, exponente de la tabla 3.3, del anexo 3. Ibf = Corriente de falla franca (kA).


99

Sustituimos valores:

Considerando un valor de energía incidente de 5.41 J/cm2 para una distancia.

DB = (4.184)(1.5) (3.55) (0.03/0.2)(6101.641 / 5.41) )1/1.641

DB = 455 mm

Considerando un valor de energía incidente de 5.0 J/cm2 para una quemadura curable de segundo grado.

DB = (4.184)(1.5) (3.55) (0.03/0.2)(6101.641 / 5.0) )1/1.641 Utilizando 5.0 J/cm2 DB = 477.53 mm


100

6.3 Resultados del análisis de arco eléctrico (Arc flash)

Del análisis realizado derivado de los cálculos de Arc-flash se determinó la energía incidente en J/cm2 de acuerdo con la IEEE 1584-2002, que se basó en los resultados de cortocircuito y en los ajustes finales recomendados de los dispositivos de protección. Según la magnitud de cortocircuito para fallas por arqueo (Arcing Fault) se determina el tiempo de operación de la protección asociada. En la tabla 6.1, se pueden observar resultados del análisis del arco eléctrico, con ayuda del software SKM y utilizando el módulo de arco eléctrico, para diferentes barras colectoras principales de tableros de la planta.

IV. Selección de equipo y evaluación del estudio

Resultados de nivel de Energía Incidente para selección de equipo de protección personal. Tabla 6.1

Los resultados de la tabla 6.1 son de acuerdo a los ajustes recomendados en la coordinación de protecciones de la tabla 6.2.


101

La información que se presenta en la tabla 6.1 enunciada es la siguiente:

Definiciones del reporte de arco eléctrico.

Columna en la tabla Descripción Identificación de la barra (bus) Identificación de la barra(ver diagrama unifilar gral). Identificación Protección Identificación de la protección asociada a la barra, la

nomenclatura empleada fue PD (protective device) enseguida breve identificación del alimentador.

kV Nivel de tensión en la barra. Falla franca (kA) Falla franca en barra (con impedancia igual a cero) Falla franca en protección (kA)

Una parte o el total de la corriente de falla que fluye a través del dispositivo de protección dado.

Falla de arco eléctrico (kA) Corriente a través de cada dispositivo de protección alimentando la falla de arco eléctrico.

Disparo/Retardo (Seg.) Tiempo de operación de la protección para la falla de arco eléctrico (se puede estimar manualmente de la gráfica de coordinación correspondiente).

Tiempo de apertura (Seg.) Tiempo de operación del interruptor después de recibir la señal de la unidad de disparo.

Sistema Aterrizado Nos dice si la falla cuenta con un camino a tierra. Tipo de equipo Puede ser Tablero, cable o al aire libre. Distancia Define el espacio entre buses o conductores en la

localización del arco. Límite de acercamiento por destello

Distancia a las partes vivas a la cual una persona puede recibir quemaduras de segundo grado, durante una falla de arco eléctrico.

Distancia de trabajo Distancia del punto o fuente de arco eléctrico y la cara o pecho del trabajador. Y esta en función del nivel de tensión; como referencia para evitar un choque o electrocución.

Energía incidente La energía que se libera en un destello por unidad de área.

Equipo de protección personal requerido

Indica el equipo de protección personal (EPP) requerido para prevenir una quemadura incurable a una distancia de trabajo durante una falla de arco.


102

Tabla 6.2 de ajustes actuales y recomendados- Las gráficas de los ajustes recomendados se muestran en el anexo 2.


103

NFPA 70E define los tipos de equipos de protección personal por categoría (Tabla 6.3), como debe ser elaborado, probado, y que tipo de herramientas son recomendadas para trabajar con o cerca de equipo energizado. También define que tan cerca (límite de protección contra arco eléctrico) el personal puede estar del equipo energizado, sin el equipo de protección adecuado.

Categoría Energia

Incidente

(Cal/cm2)

Descripción de la ropa

0 1.2 100% Algodón sin tratamiento.

1 4 Camisa y pantalón u overol RF (retardante al fuego)

2 8 Ropa interior de algodón + Camisa y pantalón RF

3 25 Ropa interior de algodón + Camisa y pantalón RF + Capa RF

4 40 Ropa interior de algodón + Camisa y pantalón RF + Chamarra RF Cal= Calorías. Tabla 130.7(C)(11) pag. 37 de NFPA 70E 2004 RF= Retardante al fuego.

Tabla 6.3.- Características de la ropa de protección

En la Tabla 6.3 se muestra la ropa recomendada para trabajar en equipo energizado en función de la energía incidente, esta se especifica y debe cumplir con los requerimientos de la NFPA-70E. La ropa clase 0 es de algodón convencional que se utiliza para los uniformes industriales. Sin embargo, la ropa con especificación RF (retardarte al fuego) se debe apegar y debe estar certificada conforme al estándar NFPA-70E. Ejemplo de interpretación de los resultados: Para conocer el equipo de protección personal requerido y efectuar trabajos en vivo si fuera el caso, necesitamos las magnitudes de falla franca y de arqueo, energía incidente, etc. Por lo que se realizaremos lo siguiente:

1) Buscar el tablero a intervenir que en este caso es el tablero de distribución 440 Volts marca Siemens e identificar que barra colectora le pertenece.

2) Se identifica el número de la barra colectora 558 en la primera columna de tabla 6.1

y le corresponde una protección de un interruptor Siemens, SBA, 2000 A, Unidad de disparo: SB, LIG. Que se muestra en el diagrama unifilar DUE-1.

3) Verificar el nivel de tensión (en la tercera columna de la tabla 6.1

4) En la fila de la barra 558, en la tabla 6.1 se tienen los valores de falla de arco y

energía incidente que dio como resultado el software, de acuerdo a la IEEE.


104

A continuación en la tabla 6.4 se muestran los cálculos manuales de arco eléctrico y los valores del software a manera de comparación.

Teniéndose los siguientes resultados: Cálculo manual Software Falla franca 23.68 kA 26.09 Falla de Arco o de impedancia en la protección

12.64 kA 12.45 kA

Disparo/Retardo de tiempo 0.03 seg. 0.03 seg. Limite de acercamiento por destello y sufrir quemaduras curables (mm)

477 503

Distancia de trabajo (mm) 455 457 Energía incidente 1.32 cal/cm2 1.40 cal/cm2

Tabla 6.4.- Tabla comparativa.

Como se muestra los valores de la energía incidente resultado del cálculo manual y del software son muy similares y tienen una variación muy pequeña. Con el valor de la energía incidente mayor y de acuerdo a la tabla 6.1 se selecciona el, Equipo de Protección Personal (EPP) requerido: Clase 1 que consiste Pantalón y Camisa retardarte al fuego, zapatos dieléctricos, guantes, protección auditiva y lentes de protección.

6.4 Recomendaciones Generales

Se deben etiquetar los tableros de media tensión, así como centros de control de motores y tableros de distribución en baja tensión, e interruptores de potencia en media y baja tensión, colocando la etiqueta en las caras laterales y posteriores de los tableros y en la puerta del cubículo o celda correspondiente en un lugar visible advirtiendo del riesgo y de equipo requerido en caso de intervenir este o parte del circuito que protege el mismo. El riesgo es latente aun cuando se realizan maniobras de apertura-cierre, por lo que deberán realizarse siempre con la puerta cerrada y de ser posible siempre operarlo eléctricamente teniendo mayor precaución cuando este circuito ha sido intervenido o si presentó algún disparo por falla. Del análisis de arco eléctrico se tiene que para los diferentes tableros se requiere de protección personal clases 0 y 1 según se muestra en la columna de la derecha de la tabla 6.1 (tabla de resultados de nivel de energía incidente….). Se recomienda utilizar como equipo básico la protección personal clase 1 que consiste en:

Ropa interior de algodón. Pantalón y camisa (de manga larga) especial retardante al fuego (RF) mínimo 4

cal/cm2.


105

Calzado dieléctrico. Lentes de protección. Protección auditiva (aún en sitios no ruidosos).

Para maniobras en vivo en tableros de distribución en baja tensión debe referirse a la etiqueta de advertencia para evaluar el riesgo al que se está expuesto y en el caso utilizar el equipo de protección personal adecuado.

Adicionalmente se requiere al menos un equipo ARC-11 que consiste en:

Chamarra, pantalón y careta (RF) mínimo 11 cal/cm2

Guantes RF para 11 cal/cm2

Con este último equipo más la clase 1 se completa el equipo de protección personal requerido para las áreas de mayor riesgo, este equipo deberá utilizarse cuando se realizan trabajos y maniobras en vivo. Con estos equipos recomendados se cubren los requerimientos de protección para EPP Clases 0 y 1 e incluso se cubre la clase 2 de 8 calorias/cm2.

Planta industrial. Deberá comprar el equipo de Arco Eléctrico para dar cumplimiento con NOM-017 y la NFPA 70E para el personal de mantenimiento eléctrico. Asi mismo se recomienda la instalación de las etiquetas de advertencia contra riesgo de arco eléctrico. Se entregarán etiquetas típicas en papel bond y archivo MS-Excel, que el cliente puede imprimir en plástico adheridle, la instalación de las etiquetas será por el cliente como se especifique en el contrato. La planta deberá instalar la etiqueta correspondiente en cada tablero de distribución en media y baja tensión. Se recomienda anexar en los permisos de trabajo, los EPP requeridos para el área de trabajo, así como emplear equipos adecuados y en buenas condiciones como son multímetros, extensiones eléctricas con protección, herramienta aislada (no encintada). Cabe recordar que la planta deberá contar con un programa permanente de seguridad eléctrica, seguir procedimientos y recomendaciones de estándares industriales como la NOM-017-STPS-2001, NFPA 70E, OSHA e IEEE.

Se deberán de contar con programas de capacitación donde se incluya la seguridad en el lugar de trabajo y el estudio de arco eléctrico para que el personal calificado tenga los conocimientos y además cuando vea las etiquetas, no le sea ajena la información, esto antes de intervenir el tablero o equipo eléctrico. Así mismo se recomienda estar a la vanguardia de los equipos como tableros de distribución, centros de control de motores y equipo de protección personal para minimizar los riesgos por evento de arco eléctrico.


106

6.5 Áreas de Etiquetado

Para reducir el número de etiquetas y costos pero cumpliendo con la norma NFPA 70E se agruparan por áreas, tableros, ccm’s y máquinas en lugar de etiquetar interruptores individuales como lo arroja el programa quedando de los siguientes grupos.

Tabla 6.4.- Tabla de etiquetas

RESUMEN:

Se requieren imprimir las siguientes etiquetas: TABLERO EN TENSIÓN MEDIA 13800 VOLTS. Categoría Cantidad Repuesto Total Clase 0 3 pzas + 2 pzas = 5 pzas TABLERO EN BAJA TENSIÓN 440 y 220 VOLTS. Categoría Cantidad Repuesto Total Clase 0 5 pzas + 3 pzas = 8 pzas Clase 1 6 pza + 3 pza = 9 pzas En el caso de la tensión en 13.8 kV se puede tener una etiqueta para cada interruptor, tablero o equipo con los diferentes valores de distancias de energía incidente por lo que simplificándose se cumple con la NFPA-70E, se puede obtener el valor más alto de energía

Descripción Localización Categoría CantidadInterruptor Principal Tab. Siemens Clase 0 3

TABLERO SIEMENS, 440 VOLTS Tablero Siem ens “440 Volts” Cuarto S.E. Clase 1 2 Interruptor Principal 2000 A Cuarto S.E. Clase 1 1Interruptor Derivado Roto 12 Cuarto S.E. Clase 1 1 Interruptor Derivado Roto 03 Cuarto S.E. Clase 1 1 Interruptores Der. Termomagnéticos Cuarto S.E. Clase 1 1

INTERRUPTORES LOCALES

CCM-1 Servicios Tablero CCM Clase 0 1CCM-2 Solventes y Polipastos Tablero CCM Clase 0 1 CCM-3 Corte y laminación Tablero CCM Clase 0 1Tablero Alum brado “TR-225 KVA” Tablero Local Clase 0 1 Gabinete Bco. Capacitores 440 V Tablero Local Clase 0 1


107

incidente y las distancias correspondientes. Se toma el valor más alto de energía incidente con las distancias correspondientes, verificando que tengamos la misma clase. De igual forma para tensión en 440 V, se elaboran todas para el valor más alto de energía incidente con sus distancias correspondientes y elaborando todas las etiquetas. A continuación se muestran las etiquetas por riesgo de arco eléctrico.

La etiqueta muestra la alerta de peligro, riesgo por choque eléctrico y arco eléctrico Donde nos dice:

1. El nivel de tensión en el equipo o tablero al cual esta energizado y que se puede presentar un choque eléctrico o riesgo de arco.

2. El valor de la energía incidente en cal/cm2 a una distancia de trabajo dada. 3. Para esta etiqueta se muestra una distancia de 81 cm, que con el “EPP” si se

presentara una falla por arco eléctrico se tendría una quemadura curable de segundo grado para una distancia de trabajo.

4. El límite de acercamiento por choque eléctrico es 152 cm para una tensión de 13,800 V y además es la distancia que debe de respetar, el personal no calificado y que la persona encargada o calificada de esta área se encargara de avisarle de este peligro.

5. El limite acercamiento restringido por choque es de 66 cm, es la distancia en la que se incrementa el riesgo por choque eléctrico por lo que el personal no calificado por ningún motivo deberá de cruzar.

6. Límite de acercamiento prohibido de 18 cm a 13,800 V, que de acuerdo a la NFPA 70E tabla 130.2 (C). El trabajo a realizar, si se cruza esta distancia por el personal, se puede tener contacto con la parte viva del circuito eléctrico resultando en un choque eléctrico.

7. En base al valor de energía incidente calculado le corresponde una ropa retardarte al fuego de clase 0 (ver tabla 1.2 de este documento).

8. La clase de guantes de protección para este nivel de tensión es 2.


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La etiqueta muestra la alerta de peligro, riesgo por choque eléctrico y arco eléctrico Donde nos dice:



presentara una falla por arco eléctrico se tendría una quemadura curable de segundo grado para una distancia de trabajo dada.

4. El límite de acercamiento por choque eléctrico es 106 cm para una tensión de 440 V y además es la distancia que debe de respetar, el personal no calificado y que la persona encargada o calificada de esta área se encargara de avisarle de este peligro.

5. El límite de acercamiento restringido por choque de 31 cm a 440 V, es la distancia en la que se incrementa el riesgo por choque eléctrico por lo que el personal no calificado por ningún motivo deberá de cruzar.

6. El límite de acercamiento prohibido de 3 cm a 440 V, que de acuerdo a la NFPA 70E tabla 130.2 (C). El trabajo a realizar, si se cruza esta distancia por el personal, se puede tener contacto con la parte viva del circuito eléctrico resultando en un choque eléctrico.

7. En base al valor de energía incidente calculado en esa barra colectora le corresponde una ropa retardarte al fuego de clase 1 (ver tabla 1.2 de este documento).



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presentara una falla por arco eléctrico se tendría una quemadura curable de segundo grado para una distancia de trabajo dada.

4. El límite de acercamiento por choque eléctrico es 106 cm para una tensión de 220 V y además es la distancia que debe de respetar, el personal no calificado y que la persona encargada o calificada de esta área se encargara de avisarle de este peligro.

5. El límite de acercamiento restringido por choque para este caso no se tiene y la etiqueta muestra evite el contacto, de acuerdo a la NFPA 70E tabla 130.2 (C), sin embargo se incrementa el riesgo por choque eléctrico al llegar a tener contacto con la parte viva del circuito eléctrico.

6. El límite de acercamiento prohibido para este caso no se tiene y la etiqueta muestra evite el contacto, de acuerdo a la NFPA 70E tabla 130.2 (C), sin embargo se incrementa el riesgo de un choque eléctrico al llegar a tener contacto con la parte viva del circuito eléctrico.

7. En base al valor de energía incidente calculado en esa barra colectora le corresponde una ropa retardarte al fuego de clase 0 (ver tabla 1.2 de este documento).



110

6.6 Costos

El estudio de arco eléctrico involucra dos estudios previos que son: el estudio de cortocircuito y el estudio de coordinación de protecciones. En el estudio de cortocircuito, si no se cuenta con los diagramas unifilares actualizados será necesario un levantamiento de datos del sistema eléctrico de potencia. Para este caso se considera este en los costos. El estudio de cortocircuito contiene lo siguiente: ALCANCE DEL ESTUDIO DE INGENIERIA. El presente estudio de ingeniería es elaborado para el sistema eléctrico y distribución en 13.8 KV, 440 V y 220 V de la Planta industrial. El estudio de coordinación de protecciones contiene lo siguiente: Los ajustes óptimos de los dispositivos de protección existentes como relevadores de protección e interruptores electromagnéticos y termomagnéticos.

El estudio de arco eléctrico contiene lo siguiente: Tabla con valores de límite de destello por arco eléctrico, distancia de trabajo, energía incidente y clase de equipo de protección así como las etiquetas de advertencia de peligro por arco eléctrico y las recomendaciones que se hacen a la planta industrial. A continuación se muestra algunos precios de ropa de arco eléctrico.


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EQUIPO DE PROTECCION CONTRA ARCO ELECTRICO

Clase Descripciòn Precio dolares

2 Pantalon ARC-8-PT (6.3 oz) *120.95 2 Camisa ARC-8-ST (6.3 oz) *104.2 2 Traje una pieza (Coverall) (6.3 oz) 220.95 2 Careta modelo ( 21ARC8-AF-C+500) *68.4 2 Pasamontañas (Balaclava) modelo ARC13-BH-NB--R (13 cal/cm2) *36.8 2 Pantalon LCI-2-PT (8 oz) 97.5 2 Camisa LCI-2-ST (6.5 oz) 76.05

2 ARC GARMENT (Capucha cat. Arc11-C, chamarra cat. Arc11-CT, jardineros de trabajo cat. Arc11-Bib (Bib-overall) *540.8

2 ARC GARMENT (Capucha cat. Arc11-C y traje de una sola pieza (coverall) Cat. Arc11-CVL. 352.6

- Guantes clase 00, clase 2, 17 000 V (Cat. RG-B-C2-R14) *89 - Guantes de cuero ( Cat. LP-CB-12) *32.6 2 Protector facial y auditivo modelo 21ARC12-AF-C+M22 *85.3 - Bolso de guantes (Glove Canvas) *17.4 - Bolso para equipo *119.1 - Herramientas para 1000 volts 9 piezas *337.5 - Herramientas para 1000 volts 30 piezas 2322 - Calzado dielectrico *100

El costo del equipo fue referido a una sola persona por lo que se deberá de multiplicar por (n) personas. El costo del equipo referido en la siguiente tabla, incluye los costos de equipo de protección personal con asterisco. Los estudios de ingeniería tienen el siguiente costo.

Ingeniería / Horas 350/H Dólares

ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO 210 $ 5450

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 68 $ 1763 ESTUDIO DE ARCO ELECTRICO 45 $ 2860 SUMINISTRO DE EQUIPO DE PROTECCIÓN

PERSONAL(no incluido en el estudio)

------ $ 1652

TOTAL DE GASTOS POR SEGURIDAD ELECTRICA $ 11 725

Los costos de los estudios fueron estimados en base a las horas en las que se ejecutara los estudios pudiendo variar de acuerdo al criterio de cobro de la empresa.


112

A continuación se muestra la comparación de gastos por seguridad eléctrica contra costo de tratamiento médico y hospitalización caso accidente.

Total de gastos por seguridad Costo de tratamiento/caso puede exceder

Dolares 11 725 Dolares 1 000 000

La comparación de gastos por tratamiento es mucho mayor contra los gastos por seguridad eléctrica así también los costos de tratamiento tampoco se comparan con una perdida humana y contra las secuelas que pudieran presentar las personas. El total de gastos por seguridad es el desglosado anteriormente. Y el costo de tratamiento es tomado del Practical Solution Guide to arc flash hazards numeral 1.4. impactos por arco eléctrico.

113

V. Conclusiones:

El estudio de arco eléctrico dio como resultado diferentes valores de energía incidente para varios puntos de la red existente dando como resultado equipos de protección personal clase 0 y clase 1. Las distancias de trabajo tienen relación directa con los niveles de tensión del sistema mientras que la distancia de límite de acercamiento por destello depende de la tensión del sistema, de la energía incidente, del tiempo de arco así como de la corriente de cortocircuito. Además la distancia por destello puede ser mayor o menor que la distancia de trabajo. Para el estudio de arco eléctrico se realizo un cálculo manual demostrativo basado en el estándar IEEE 1520 para la barra colectora 558 dando valores muy aproximados a los del software y con una variación mínima, por lo que los resultados son confiables. Las etiquetas emitidas muestran el peligro por arco eléctrico así como peligro por choque electrico. La seguridad del personal y de las instalaciones basadas en el cumplimiento de Normas de seguridad ayudan a minimizar y/o eliminar accidentes de tipo eléctrico. El costo de la seguridad eléctrica no se compara con los costos por tratamiento, gastos de indemnizaciones además de las secuelas que pueda presentar una persona que allá estado expuesta a un arco eléctrico de ahí la vital importancia de este estudio de arco eléctrico.

114

Referencias: [1] NOM-001-SEDE-2005 Norma Oficial Mexicana. Instalaciones Eléctricas (Utilización). [2] NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal-selección, uso y manejo en los centros

de trabajo. Secretaria del Trabajo y Previsión Social, 2001. [3] NOM-029-STPS-2005 Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de

trabajo1. Condiciones de seguridad. Secretaria del Trabajo y Previsión Social, 2005. [4] NMX-J-284-1998-ANCE Norma Mexicana. Transformadores de Potencia-

Especificaciones.Asociación Nacional de Normalización y certificación del sector. 1998. [5] Protección de instalaciones eléctricas Industriales y comerciales

Limusa, 2003, Enríquez Harper. [6] Análisis y Diseño de Sistemas Eléctricos Industriales

Limusa, 1994, Irwin Lazar. [7] IEEE Std.1584-2002 Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations.

Calculation. Institute of Electrical and Electronics Engineers. [8] IEEE Std. 141 – 1993. IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for

Industrial Plants. Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 1993. [9] IEEE C37.91-1985 IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers, The

Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. [10] IEEE 315-Graphic Symbols for Electrical and Electronics Diagrams, The Institute of Electrical

and Electronics Engineers, Inc. [11] NFPA 70E-2004 Standard for electrical safety requirements for employee workplaces,

National Fire Protection Association. [12] Practical Solution Guide to Arc Flash Hazards

ESA, 2003, Chet Davis,P.E. ,Conrad St. Pierre, David Castor, P.E., Robert Luo, Phd, Satish Shrestha

[13] Tutorial of Coordination of Overcurrent Protective Devices.

P.J. Savole.General Electric . [14] A_Fault reference manual. SKM Systems analysis, Inc. 1997 [15] CAPTOR reference manual. SKM Systems analysis, Inc. 1997. [16] Arc Flash reference manual. SKM Systems analysis, Inc. 1997. [17] OSHA. Occupational safety and health administration.

115

[18] NMX-J-136-ANCE-2007. “Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y equipos

eléctricos”. Norma oficial mexicana de la asociación de normalización y certificación A.C. [19] ANSI C97.1-1972.American National Standard for Low-Voltage Cartridge fuses 600 v or

less. [20] ANSI C37.13, for low-voltage AC power circuit breakers used in enclosures. [21] IEEE C37.41-1988, IEEE Standard design tests for high-voltage fuses, distribution enclosed

single-pole air switches, fuse disconnecting switch, and accessories (ANSI). [22] ANSI C37.010, Application guide for ac high-voltage circuit breakers rated on a symmetrical

current basis. [23] NEC. National electric code. [24] IEEE C37.5, IEEE Guide for calculation of fault currents for application of AC high-voltage

circuit breakers rated on a total current basis. (ANSI).

116

Anexo1

Figura 1.1. Rangos de X/R para Transformadores a 60 Hz.

Figura 1.2 Rangos de X/R para motores trifásicos a 60 Hz.

50 40 30 20 10 0

X/R

0.5 1 2 3 10 20 50 100 200 300 1000 CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR EN MVA

Alto Medio Bajo

50 40 3’ 20 10 0

50 100 250 500 1000 25000 5000 10 000 H.P

X/R

c.a

117

Figura 1.3 Rangos de X/R para generadores de polos salientes de rotor solidó y motores síncronos a 60 Hz.

Figura 1.4. Relación X/R y factor multiplicador basado en 60 Hz. y un tiempo de ½ ciclo .

1000 2500 5000 10 000 15 000 20 000 25 000 Placa de datos en kVA

70

60

50

40

30

20

10

0

X/R

c.a

Alto Medio Bajo

Fac

tor

de m

ultip

licac

ión

pico

= P

ico

máx

imo

asim

étric

o / R

MS

sim

étric

o

2.8 2.7 2.6 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 1.4 F

acto

r de

mul

tiplic

ació

n R

MS

=R

MS

asi

mét

rica

máx

ima

/ RM

S s

imét

rica

1.8 1.7 1.6 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1

1 1.5 2 2.5 3 4 5 6 7 8 9 10 15 20 25 30 40 50 60 70 80 90 100

Circuito X/R relación (fase Tan)

Pico Factor de multiplicación

RMS Factor de multiplicación

118

Tabla 1.1 Resistencia y reactancia en C.A. para cables de 600 V, tres fases, 60Hz a 75 ºC, 3 cables en

tubo conduit

119

Tabla 1.2 Resistencia y reactancia en C.A. para cables de 600 V, tres fases,

60Hz a 75 ºC, 3 cables en tubo conduit

120

Tabla 1.3 Datos impedancia para tres conductores de cobre de un circuito para 1000 pies a 75 ºC, 3 conductores individuales.

121

Anexo 2

Tabla 2.1 Transformadores de más de 600 volts

Tabla 2.2 Transformadores de más de 600 volts en lugares supervisados

CATEGORIAS DE TRANSFORMADORES DE ACUERDO A LAS NORMAS ANSI

CATEGORIA kVA NOMINALES DE PLACA

MONOFASICOS TRIFASICOS I II III IV

5-500 501-1667

1668-10000 Arriba de 10000

15-500 501-5000

5001-30000 Arriba de 30000

Tabla 2.3 Categorías de Transformadores

122

PUNTOS DE CURVA DE DAÑO TERMICO

PUNTO CATEGORIAS DEL TRANSFORMADOR

TIEMPO (SEGS) CORRIENTE

(AMPS)

1

I 1250 (Zt)2 Ipc/Zt

II 2 Ipc/Zt

III, IV 2 Ipc/(Zt-Zs)

2 II 4.08 0,7 Ipc/Zt

III, IV 8 0,5 Ipc/(Zt+Zs)

3 II 2551 (Zt)2 0,7 Ipc/Zt

III, IV 5000 (Zt+Zs)2 0,5 Ipc/(Zt+Zs)

4 I, II, III, IV 50 5 Ipc

DONDE: Zt= Impedancia del transformador en por unidad en base a los kVA en OA.

Zs=Impedancia Thevenin equivalente del sistema en por unidad en base a los kVA del transformador.

Tabla 2.4 Puntos de la curva de daño termico para transformadores

POTENCIA (Kva) FACTOR INRUSH Potencia < 1500 8 1500 < Potencia >3750 10 Potencia > 3750 12

Tabla 2.5 Factor para corriente de magnetización

123

Figura. 2.1. Categoría I de Transformadores

De 5 a 500 kVA Monofasicos De 15 a 500 kVA Trifásicos

Figura. 2.2 Categoría II de Transformadores De 501 a 1667 kVA Monofasicos De 501 a 5000 kVA Trifásicos

124

Figura. 2.3 Categoría III de Transformadores De 1668 a 10000 kVA Monofasicos

De 5001 a 30000 kVA Trifásicos

Figura. 2.4. Categoría IV de Transformadores

Arriba de 10000 kVA Monofasicos y Arriba de 30000 kVA Trifásicos

125

Figura. 2.5 Máxima corriente de corto circuito para conductores de cobre aislados, para una temperatura inicial de 75C° y 200°C de temperatura final

para otras temperaturas usar factores de corrección.

126

Grafica 2.1 Interruptor principal TD a 440V de TRF-1

OL1

Relay1 - P

OC1

OC2

F-100CP

F-TRF1

CB1

Siemens SB w/ETUSensor = 2000 Plug = 2000 AmpsLT Pickup = 1.0 (2000 Amps)LT Band = 2.5ST Pickup = 2.5 (5000 Amps)ST Band = 0.2 (I x)t = OUTInst. Pickup = 4 (8000 Amps)

F-CCM1

CB4

SiemensFXD6-ASize = 200 AmpsThermal Trip = FixedMagnetic Trip = LO

Mtr1-50%

100 HP

CB4 - 3P

11kA @ 0.44kV

CB6 - 3P17.6kA @ 0.44kV

CB6

Siemens SB w/ETUSensor = 800 (800A Frame)Plug = 500 AmpsLT Pickup = 1.0 (500 Amps)LT Band = 8ST Pickup = 3.0 (1500 Amps)ST Band = 0.07 (I^x)t = OUTInst. Pickup = 12 (6000 Amps)

Relay2 - P

OC1

OC2

CB7 - 3P20kA @ 0.44kV

CB7

Siemens SB w/ETUSensor = 800 (800A Frame) Plug = 800 AmpsLT Pickup = 0.8 (640 Amps)LT Band = 8ST Pickup = 3.0 (2400 Amps)ST Band = 0.15 (I x)t = OUTInst. Pickup = 8 (6400 Amps)

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 100 561 (Nom. kV=0.44, Plot Ref. kV=0.44)

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Se

cond

s

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Se

cond

s

o

Bus1

o

558

561

Mtr1100 HP

F-100CP3-1/C 2/0

OL1

CB4

CB6

F-CCM13-1/C 600

CB7

CB1

T11.5 MVA

R Relay1

F-TRF13-1/C 2/0

OCR Relay2

Relay1

Relay2

CB1

CB7

127

CB7Siemens SB w/ETUSensor = 800 (800A Frame) Plug = 800 AmpsGround Pickup = 0.3 (240 Amps)Ground Band = 0.1 (I^x)t = OUT

CB1Siemens SB w/ETUSensor = 2000 Plug = 2000 AmpsGround Pickup = 0.3 (600 Amps)Ground Band = 0.4 (I^x)t = OUT

CB1 - LGCB7 - LG

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Sec

onds

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Seconds

558

T11.5 MVA

CB1

CB7CB7

Grafica 2.2 Interruptor principal TD a 440V de TRF-1falla a tierra.

128

F-TRF1

Relay2 - P

ABBDPU-2000RCT Ratio 150:5OC1

ANSI - Extremely InversePickup = 3.1 (0.4 - 12 Sec - 5A)Time Dial = 5.33x = 6.35 s, 5x = 2.24 s, 8x = 0.974 sInst = 2.8 (0.5 - 40 x51 Pickup)Time Delay = 0.45 sOC2

Inst = 12 (0.5 - 40 x51 Pickup)

CB7

CB1Siemens SB w/ETUSensor = 2000 Plug = 2000 AmpsLT Pickup = 1.0 (2000 Amps)LT Band = 2.5ST Pickup = 2.5 (5000 Amps)ST Band = 0.2 (I^x)t = OUTInst. Pickup = 4 (8000 Amps)

T1

Inrush

FLA

CB7 - 3PCB1 - 3P

Relay1 - P

Siemens7SJ600CT Ratio 200:5OC1

IEC - Extremely InversePickup = 0.4 (0.05 - 4 xCT Sec)Time Dial = 0.853x = 8.5 s, 5x = 2.83 s, 8x = 1.08 sInst = 1.2 (0.1 - 25 xCT Sec)Time Delay = 0.3 sOC2

Inst = 4.5 (0.3 - 12.5 xCT Sec)Time Delay = 0.01 s

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 Bus1 (Nom. kV=13.8, Plot Ref. kV=13.8)

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 Bus1 (Nom. kV=13.8, Plot Ref. kV=13.8)

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Sec

onds

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Seconds

o

Bus1

o

558

CB7

CB1

T11.5 MVA

R Relay1

F-TRF13-1/C 2/0

OCR Relay2

Relay1

Relay2

CB1

CB7

Grafica 2.3 Alimentador en 13.8 kV

129

Relay2 - GOC1ABBDPU-2000RCT Ratio 150:5ANSI - Definite TimePickup = 0.68 (0.08 - 2.4 Sec - 1A)Time Dial = 0.33x = 0.3 s, 5x = 0.3 s, 8x = 0.3 sInst = 39.3 (0.5 - 40 x51 Pickup)

Relay1 - NOC1Siemens7SJ600CT Ratio 200:5Definite TimePickup = 0.08 (0.05 - 25 xCT Sec)Time Dial = 0.13x = 0.1 s, 5x = 0.1 s, 8x = 0.1 sInst = 3.5 (0.3 - 12.5 xCT Sec)

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps Bus3 (Nom. kV=13.8, Plot Ref . kV=13.8)

10K.5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps Bus3 (Nom. kV=13.8, Plot Ref . kV=13.8)

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Sec

onds

1K

.01

.1

1

10

100

.03

.05

.3

.5

3

5

30

50

300

500

Seconds

o

Bus1

o

T11.5 MVA

R Relay1

F-TRF13-1/C 2/0

U1227 MVAsc

OCR Relay2

Grafica 2.4 Alimentador en 13.8 kV falla a tierra.

130

Anexo 3

Clases de equipo Acometida tipica (mm)

Tablero de 15 kV 152 Tablero 5 kV 104

Tablero Baja-Tensión 32 MCCs Baja-Tensión y panel de control 25

Cable 13 Otros No se requiere

Tabla 3.1. Clases de equipo y distancias típicas de barra

Clases de equipo Distancia típica de trabajo a

(mm) Tablero de 15 kV 910

Tablero de 5 kV 910

Tablero Baja-Tensión 610

MCCs Baja-Tensión y panel de control 455

Cable 455

Otros Debe determinarse en campo

a distancia típica de trabajo es la suma de la distancia entre el trabajador de pie delante de los equipos, y desde la parte frontal del equipo, con el potencial son la fuente dentro del equipo

Tabla 3.2. Clases de equipo y típicas distancias de trabajo

Tensión de sistema (kV)

Tipo de equipo Distancia típica entre los conductores (mm)

Distancia x factor

0.208-1

Aire libre 10-40 2.000 Tableros 32 1.473

MCCs y paneles 25 1.641 Cable 13 2.000

>1-5 Aire libre 102 2.000 Tableros 131-102 0.973

MCCs y paneles 13 2.000

>5-15 Aire libre 13-153 2.000 Tableros 153 0.973

MCCs y paneles 13 2.000

Tabla 3.3 Factores de equipo y clases de voltaje

131

(1) (2) (3) (4) (5)

Rango de sistema de tensión nominal,

fase a fase

Frontera limitada Frontera de aproximación

limitada; incluye movimiento involuntario

Frontera limitada prohibida Conductor

expuesto móvil Parte expuesta de

circuitos fijos

Menor que 50 50 a 300 301 a 750

No especificada 3.05 m (10 ft 0 in) 3.05 m (10 ft 0 in)

No especificada 1.07 m (3 ft 6 in) 1.07 m (3 ft 6 in)

No especificada Evitar contacto

304.8 mm (1 ft 0 in)

No especificada Evitar contacto

25.4 mm (0 ft 1 in) 751 a 15 kV 15.1 a 36 kV 36.1 a 46 kV

3.05 m (10 ft 0 in) 3.05 m (10 ft 0 in) 3.05 m (10 ft 0 in)


660.4 mm (2 ft 2 in) 787.4 mm (2 ft 7 in) 838.2 mm (2 ft 9 in)

177.8 mm (0 ft 7 in)254 mm (0 ft 10 in) 431.8 mm (1 ft 5 in)

46.1 a 72.5 kV 72.6 a 121 kV 138 a 145 kV




660.4 mm (2 ft 2 in)838 mm (2 ft 9 in) 1.02 m (3 ft 4 in)

161 a 169 kV 230 a 242 kV 345 a 362 kV





500 a 550 kV 765 a 800 kV

5.8 m (19 ft 0 in) 7.24 m (23 ft 9 in)

5.8 m (19 ft 0 in) 7.24 m (23 ft 9 in)

3.61 m (11 ft 10 in) 4.84 m (15 ft 11 in)

3.54 m (11 ft 4 in) 4.7 m (15 ft 5 in)

Tabla 3.4 Limites de aproximación a conductores o partes de circuito energizados para protección contra choque eléctrico

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