Diseño de Instalaciones Eléctricas 1

7/23/2019 Diseño de Instalaciones Eléctricas 1

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Comisión Nacional del Agua

MANUAL DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO

DISENO DE INSTALACIONES ELECTRICAS

Diciembre de 2007

www.cna.gob.mx



ADVERTENCIA

Se autoriza la reproducción sin alteraciones del material contenido en esta obra, sin fines de lucro y citando lafuente.

Esta publicación forma parte de los productos generados por la Subdirección General de Agua Potable, Drenaje ySaneamiento, cuyo cuidado editorial estuvo a cargo de la Gerencia de Cuencas Transfronterizas de la ComisiónNacional del Agua.

Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento.

Edición 2007ISBN: 978-968-817-880-5

Autor: Comisión Nacional del AguaInsurgentes Sur No. 2416 Col. Copilco El BajoC.P. 04340, Coyoacán, México, D.F.Tel. (55) 5174-4000www.cna.gob.mx

Editor: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos NaturalesBoulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209 Col. Jardines de la Montaña,C.P 14210, Tlalpan, México, D.F.

Impreso en MéxicoDistribución gratuita. Prohibida su venta.



Comisión Nacional del Agua

Ing. José Luis Luege TamargoDirector General

Ing. Marco Anton io Velázquez HolguínCoordinador de Asesores de la Dirección GeneralIng. Raúl Alberto Navarro GarzaSubdirector General de AdministraciónLic. Roberto Anaya MorenoSubdirector General de Administración del AguaIng. José Ramón Ardavín ItuarteSubdirector General de Agua Potable, Drenaje y SaneamientoIng. Sergio Soto PrianteSubdirector General de Infraestructura HidroagrícolaLic. Jesús Becerra Pedrote

Subdirector General JurídicoIng. José Antonio Rodríguez TiradoSubdirector General de ProgramaciónDr. Felipe Ignacio Arreguín CortésSubdirector General Técnico

Lic. René Francisco Bolio HalloranCoordinador General de Atención de Emergencias y Consejos de CuencaM.C.C. Heidi Storsberg MontesCoordinadora General de Atención Institucional, Comunicación y Cultura del AguaLic. Mario A lberto Rodríguez Pérez

Coordinador General de Revisión y Liquidación FiscalDr. Michel Rosengaus MoshinskyCoordinador General del Servicio Meteorológico NacionalC. Rafael Reyes GuerraTitular del Órgano Interno de Control

Responsable de la publicación:Subdirección General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento

Coordinador a cargo del proyecto:Ing. Eduardo Martínez OliverSubgerente de Normalización

La Comisión Nacional del Agua contrató la Edición 2007 de los Manuales con el

INSTITUTO MEXICANO DE TECNOLOGÍA DEL AGUA según convenioCNA-IMTA-SGT-GINT-001-2007 (Proyecto HC0758.3) del 2 de julio de 2007Participaron:

Dr. Velitchko G. TzatchkovM. I. Ignacio A. Caldiño Villagómez



CONTENIDO

CAPITULO 1

1. PLANEACION DEL SISTEMA ELECTRICO……………………………… .......……. 11.1 INTRODUCCION…………………….………..……………………........................... 11.2 CONCEPTOS GENERALES PARA INSTALACIONES ELECTRICAS EN LOSSISTEMAS DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO YSANEAMIENTO...................................................................................…………..........11.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO ……….. 21.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA…………………………………......51.5 SELECCIÓN DE TENSIONES………………………………………………...……....61.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN……………….……………………………….……. .71.7 RECOMENDACIONES………………………….…………………………………… 17

CAPÍTULO 2

2. MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA………………………….. 212.1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………..... .212.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO……………………………..…..….................. 212.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS ………………. 302.4 CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES………..…...................... 432.5 FACTOR DE POTENCIA..........……………………………………….................... 492.6.CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DECORRIENTE……………………………………………………… .................……..…… 612.7 TABLAS……………………………………………………….....................………… 662.8 FIGURAS........................................................................ .............. .................... 1032.9 BIBLIOGRAFIA........................................................................ ..... .................... 111

CAPÍTULO 3

3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS………… ................................. ...…………… 1143.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………… .........…….. 1143.2 TIPOS DE CANALIZACIONES………… .................………….…………………. 1143.3 FACTOR DE RELLENO ………….................……………………………………. 1153.4 BANCO DE TUBERÍAS.………… ................…………………………………….. 1163.5 REGISTROS ELÉCTRICOS…… .................…………………………………….. 1173.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN…… ................... ………………………………… 1173.7 TABLAS Y FIGURAS …………… ..................…………………………………… 1193.8 BIBLIOGRAFIA ……………............................…………………………………… 122

CAPÍTULO 4

4. PROTECCIONES………… .......................………………………………………… 1244.1 INTRODUCCIÓN…………………………………..........…………………………. 1244.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE… ..................... 1254.3 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS……..……… .................……… 1294.4 PROTECCIÓN DE EQUIPO………………………………… .................. ………. 134

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4.5 COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DESOBRECORRIENTE,………………………… ............... ……………..…………...…. 1374.6 TABLAS ..…………………………................... ………………………………..…. 1444.7 DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN……...................…………………………….... 1504.8 CURVAS Y GRÁFICAS……………… ...................……………………………… 156

4.9 EJEMPLO DE APLICACIÓ ……………....................……………………………. 1684.10 BIBLIOGRAFIA ……………....................................……………………………. 180

CAPÍTULO 5

5. SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS…. ...................... …………………… 1835.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………..........………. 1835.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS…….... 1835.3 CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS……................. ………. 1895.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETAO PUNTA)……….………………………….....................................…………………. 1895.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN………...................………………………………. 1915.6 TABLAS……………………………….................. ………………………………… 1955.7 FIGURAS ………………………..…..................……………………………………1985.8 BIBLIOGRAFIA ………………………..…........…………………………………… 199

CAPÍTULO 6

6. SISTEMAS DE CONTROL………………….....................….………………….…. 2016.1 OBJETIVOS………………………………………........……………………….…... 2016.2 CONSIDERACIONES GENERALES…… ................……………………………. 2016.3 EQUIPOS DE CONTROL…………………..................………………………….. 2026.4 DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL….................. …………………………. 209

6.5 DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO… .................………………………. 2126.6 EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL… .................……………………… 2146.7 BIBLIOGRAFIA….............................................................……………………… 246

CAPÍTULO 7

7. SISTEMAS DE EMERGENCIA……………….… ....................…………………... 2487.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………........……………... 2487.2 CONSIDERACIONES ELECTRICAS……………………………………………... 2487.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DEEMERGENCIA MOTOGENERADOR)………………… ..................................……. 2497.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS ……. ………. 251

7.5 CARGADOR DE BATERÍAS…………….……………………… .................... …. 2557.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN…………………………… ....................………… 2557.7 TABLAS…………………………………………………....................…………….. 2647.8 GRÁFICAS………………………………………………....................……………. 2737.9 DATOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE UNA PLANTA DEEMERGENCIA (MOTOGENERADOR)………………. ……….……………………… 2757.10 REFERENCIAS……………… ............................……….……………………… 276

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CAPÍTULO 8

8. SISTEMAS DE ALUMBRADO …………….....................….……………………... 2788.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………… ........……... 2788.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO……………..... …. 2788.3 ALUMBRADO PARA INTERIORES …………….……..................…………….. 279

8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES …….………… ................. ………………. 2808.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN……………………..................………………..… 2818.6 TABLAS……………………....................................................………………..… 2878.7 BIBLIOGRAFIA…………………….........................................………………..… 297

CAPÍTULO 9

9. ARREGLOS FÍSICOS………………......................……………………………….. 2999.1 INTRODUCCIÓN……………………… ........……………………………………... 2999.2 ARREGLOS DE CONJUNTO …… ................. ………….………………………. 2999.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS…..................………….…………………….. 300

9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA ……. ................. …………………………………. 3059.5 TABLAS……………………………….................. ………………………………… 3099.6 FIGURAS …………………………… .................. ………………………………… 3149.7 BIBLIOGRAFIA …………………………… ......... ………………………………… 330

CAPÍTULO 10

10. NOMENCLATURA …..……………… ..................……………………………….. 33210.1 DEFINICION…………………………… .............………………………………... 33210.2 SIMBOLOS ELECTRICOS….. ………...............……….………………………. 343

APENDICE A……………………… ............ …………………………………………… 354APENDICE B……………………… ........………………………………………………..395

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CONTENIDO

1. PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ..........................................................1

1.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................1

1.2 CONCEPTOS GRALES. PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN LOSSISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO YSANEAMIENTO ..........................................................................................................1

1.2.1 Definiciones de conceptos generales.................................................................1

1.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO...............2

1.3.1 Aspectos básicos ...............................................................................................2

1.3.2 Códigos y normas aplicables en sistemas de energía eléctrica .........................3

1.3.3 Organismos que certifican la aprobación de equipo eléctrico y materiales ........3

1.3.4 Lineamientos para el diseño de los sistemas de: fuerza, tierra y alumbrado .....3

1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGA ....................................................5

1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES..............................................................................6

1.5.1 Tensiones normalizadas.....................................................................................6

1.5.2 Tensiones de utilización por parte de la compañía suministradora....................6

1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN............................................................................7

1.6.1 Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energíaeléctrica en plantas industriales ..................................................................................7

1.6.2 Arreglos básicos (diagramas)...........................................................................13

1.7 RECOMENDACIONES .......................................................................................17

1.7.1 Suministro de energía eléctrica........................................................................17

1.7.2 Coordinación con otras áreas de ingeniería.....................................................17

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1. PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

1.1 INTRODUCCIÓN

Este capítulo pretende dar un panorama general de las instalaciones eléctricas en lossistemas de bombeo de agua potable y alcantarillado, describiendo sus principalescomponentes y la importancia que tienen dentro de las instalaciones.

Se presentan los conceptos generales que deben tomarse como base en el diseñodel sistema eléctrico y las desviaciones que se deben evitar en el desarrollo delmismo.

Se describe una clasificación de cargas, la definición de centros de carga y laimportancia que representa para algunos tipos de instalación contar con estos.

Se enuncian las tensiones normalizadas y una clasificación de acuerdo a su nivel dedistribución y suministro en la República Mexicana, conforme a los valores quemaneja la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Se describen los efectos que produce la variación de la tensión en algunos equiposeléctricos, además se dan algunas recomendaciones para minimizar los efectos enestos equipos.

1.2 CONCEPTOS GRALES. PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN LOSSISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO YSANEAMIENTOLos componentes principales de una instalación eléctrica en los sistemas de bombeode agua potable, alcantarillado y saneamiento, desde el punto de acometida con lacompañía suministradora, son principalmente: la subestación eléctrica y el sistemade fuerza.

1.2.1 Definiciones de conceptos generales

Acometida eléctrica.- son todos los equipos conductores y accesorios necesariospara llevar la energía eléctrica desde el sistema de suministro hasta el usuario. Aestos elementos se les conoce también como línea de servicio y de acuerdo con lasnecesidades de la Instalación y las características de la red de distribución de laacometida puede ser aérea o subterránea.

Subestación eléctrica.- Conjunto de equipos y materiales eléctricos que sirven paratransformar, controlar y regular la energía eléctrica para facilitar su transporte ymanejo.

Sistema de fuerza.-Es el conjunto de equipos, materiales y accesorios de unainstalación eléctrica que se encargan de llevar la energía eléctrica desde el punto deservicio del usuario hasta el punto de utilización final.

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Centros de carga.-Dentro de una instalación eléctrica es el punto donde se considerauna carga igual a la suma de todas las cargas parciales, lo que en realidadrepresenta el centro de gravedad si a las cargas eléctricas se les trata como masas.

Sistema de alumbrado.-Conjunto de luminarios necesarios en una instalación para

proporcionar la iluminación artificial necesaria en las diferentes áreas de trabajo conla cual el personal pueda desarrollar sus tareas con la mayor seguridad y eficiencia.

Sistema de tierra.-Conjunto de conductores electrodos y accesorios que conectadosentre si eficientemente, tienen la finalidad de conectar a tierra las cubiertas y laspartes metálicas de los equipos eléctricos para seguridad de personas, en caso dealguna falla en el sistema de fuerza.

Sistema de pararrayos.-Conjunto de electrodos, conductores y accesorios queconectados entre si y a un sistema de tierras tienen la función de proteger a lasconstrucciones contra las descargas atmosféricas.

1.3 BASES GENERALES. DE DISEÑO PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO

1.3.1 Aspectos básicos

SeguridadLa seguridad del personal es un factor de vital importancia y no admite restriccionespor otros factores. Es uno de los objetivos fundamentales de la normalización.

Flexibilidad y facilidadDe acuerdo al tipo de instalación deben preverse posibles expansiones, aumentos enla carga y sus repercusiones en factores como son: La capacidad de los equiposnuevos y su espacio, el voltaje, espacio para instalaciones adicionales, modos

alternativos de alimentación a las cargas, etc.

EconomíaEl costo de los equipos, el pago por consumo de energía y los gastos de operación ymantenimiento como resultado de las alternativas en el diseño es un factorimportante pero de ninguna manera debe interferir en el sacrificio de la seguridad y laeficiencia del sistema.

EficienciaEl sistema eléctrico debe estar en relación directa a su construcción y acabado,contará con el equipo adecuado para poder asegurar su operación en condiciones

normales y dependiendo del tipo de instalación deberá contar con lo necesario parala operación aún en situaciones emergentes.

ContinuidadLa continuidad que guarde un sistema eléctrico depende de la importancia que tengaen el proceso, lo que en las de mayor importancia se instalan equipos duales o secuenta con un sistema de respaldo y se aíslan las posibles fallas para asegurar laoperación correcta.

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NormatividadTodos los diseños de sistemas eléctricos deben apegarse a las normas nacionales oen su defecto con las internacionales vigentes, correspondientes.

1.3.2 Códigos y normas aplicables en sistemas de energía eléctrica

NOM-001-SEMP-1994 NORMA OFICIAL MEXICANA

ANSI AMERICAN NATIONAL STANDARS INSTITUTE

NEC NATIONAL ELECTRIC CODE (ANSI C.I.I)

S M IISOCIEDAD MEXICANA DE INGENIERIA E

ILUMINACION

C F E COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

1.3.3 Organismos que certifican la aprobación de equipo eléctrico y materiales

Considerando, que dentro del diseño de las instalaciones eléctricas, deben requerirsemateriales y equipos, así como realizar volumen de obra; es necesario mencionar losorganismos cuyo objetivo principal es la certificación y la aprobación de losmateriales y equipo, y sus requisitos deben considerarse como mínimos para sudiseño, construcción y pruebas.

La certificación de materiales y equipo eléctrico son indicados en lasespecificaciones correspondiente, a cada equipo (ver manual de selección)

1.3.4 Lineamientos para el diseño de los s istemas de: fuerza, tierra y alumbrado

La ingeniería de diseño eléctrico deberá contemplar los requisitos mínimos de

seguridad a que deben sujetarse las instalaciones eléctricas, sometidas a ambienteshúmedos y corrosivos; para el sistema de fuerza, tierras y alumbrado. Así mismo,dichos sistemas deben cumplir con las características de calidad.

Sistema de fuerza

La subestación reductora deberá reducir la alta tensión de entrada a la tensión dedistribución de las plantas. Deberá estar localizada en un área que cumpla con losrequerimientos de la compañía suministradora, la cual consistirá de un cuarto decontrol eléctrico y un área de transformación. El cuarto de control eléctrico deberácontener tableros de mediana, baja tensión y tableros de alumbrado.

Sistema de distribución a tensión media

Deberá estar localizado, de preferencia en un área próxima al centro de cargaeléctrica de la planta y deberá consistir de un tablero de distribución y centro decontrol de motores en mediana tensión.Sistema de distribución en baja tensión

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La tensión de 480 V se deberá obtener mediante la transformación de un arreglo desubestación propia.

El sistema de distribución a 127/220 volts, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz, con neutro a tierraserán para servicios de alumbrado y motores fraccionarios.

Podrán usarse canalizaciones subterráneas o aéreas para alimentadores de fuerza,alimentadores para distribución de alumbrado y estaciones de botones de control demotores.

Los conduits subterráneos deberán ser instalados recubriéndolos con una envolventerectangular de concreto armado, deberá colorearse de rojo para identificación. Laparte superior de los bancos de concreto deberán ir a un mínimo de 50cm bajo nivelde piso terminado y deberán tener el menor número de cruces posibles.

Los bancos que contengan uno y dos conduits deberán ser localizados a escala. Losbancos de 3 ó más conduits deberán ser localizados en planta y elevación.Dimensiones extremas deberán indicar el tamaño del banco en planta; en laelevación deberá indicarse el tamaño del banco desde la parte superior hasta lainferior.

Los conductores que operen en temperaturas ambientes de 45°C o menores, debentener un aislamiento termoplástico de PVC con cubierta de nylon y temperatura deoperación de 75°C, para 600 V, tipo THWN.

Deberá proveerse un conduit separado para los hilos de control. La distancia máximaentre registros será de 60m, siempre y cuando no existan deflexiones apreciables de

dirección.En general se utilizarán conductores de cobre para alimentadores de fuerza y control.

Alumbrado

Los sistemas de alumbrado en unidades de proceso y edificios deberán seralimentados mediante transformadores trifásicos. Estos transformadores deberánlocalizarse de preferencia cerca de los tableros. Los transformadores serán tipo seco.Los tableros de alumbrado serán de 220/127 volts equipados, con interruptores paracircuitos derivados y estarán localizados cerca del centro de carga.

Deben usarse luminarios fluorescentes en oficinas, vestidores, talleres, almacenes,cuartos de control, etc. También podrán usarse en áreas exteriores de procesosiempre y cuando reúnan características adecuadas.

Se deberá instalar contactos para lámparas portátiles en áreas de proceso. Loscontactos deberán localizarse de manera que las áreas de trabajo puedan alcanzarse

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con una extensión de 15 m En otras localidades los contactos deberán colocarsesegún las necesidades de estas áreas.

Se usará alumbrado localizado en equipos que contengan instrumentos u otrosdispositivos que sea necesaria su iluminación debido a las condiciones de proceso.

Para la iluminación de áreas de almacenamiento se usarán reflectores de altaeficiencia luminosa.

Se deberán usar luces de aviso para los aviones y luces de obstrucción en lasestructuras altas, en conformidad con el reglamento de Aeronáutica Civil.

Se deberá proyectar un sistema de alumbrado de emergencia en los cuartos decontrol eléctrico e instrumentos en donde se localizarán luminarios estratégicamente,de tal manera que los tableros eléctricos e instrumentos, etc., queden iluminados, asícomo también los accesos, salidas y escaleras.

Sistema de conexión a tierra

El profesionista debe tener como un objetivo principal en el diseño de un sistemageneral de tierras el lograr la protección de personas, equipos, aparatos einstalaciones en general, contra descargas atmosféricas, cargas estáticas, o choqueseléctricos, producidos por diferencias de potencial, originados por el contacto deconductores vivos con partes metálicas o bien por el paso de las corrientes de falla.

En el capítulo 5 del Manual de Procedimientos se detalla todo lo referente al sistemageneral de tierras.

1.4 DETERMINACIÓN DE CENTROS DE CARGAUn centro de carga es el lugar donde se encuentran las demandas de mayorpotencia dentro de una instalación, pero dependiendo del tipo de instalación, algunasveces las cargas se encuentran localizadas en áreas diversas, por lo que esrecomendable situarlo en el centro de gravedad de las cargas.

La importancia de determinar los centros de carga, consiste en contar con un sólogrupo de alimentadores principales, alimentadores secundarios cortos y tener loselementos de control cerca de los equipos.

Clasificación de cargasLa cantidad, capacidad, localización y tipo de cargas es un factor determinante en eldiseño de un sistema eléctrico. El estudio de cargas consiste en una recopilación yclasificación de cargas.

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Por su magnitud

En algunas instalaciones, las cargas requieren un voltaje de operación diferente, porconsecuencia la instalación tendrá diferentes niveles de voltaje. Cuando esto sucedelas cargas deben agruparse de acuerdo a estos niveles.

Por su localización (densidad de carga)

De acuerdo al arreglo de cargas que se tenga, éstas deben agruparse también porzonas, de tal forma que no se tenga altos costos de la instalación debido a lasdistancias que se tenga de los centros de cargas a las cargas.

Por su importancia de continuidad

Considerando que tan necesario es el servicio, se puede saber cuales son las cargasprioritarias en caso de utilizar un sistema de respaldo y así clasificar también comocargas en el sistema normal y cargas con respaldo de emergencia, o bien con unasegunda alimentación normal alternativa.

Por su naturaleza o tipo de carga

En el diseño de los sistemas eléctricos, es necesario considerar una variedad detipos de cargas que intervienen y que generalmente se pueden agrupar enalumbrado, motores, contactos y aplicaciones especiales. Estas últimas tienen unagran variedad dependiendo de cada instalación.

1.5 SELECCIÓN DE TENSIONES

1.5.1 Tensiones normalizadasLas tensiones de acuerdo a la clasificación de la norma ANSI-141-1986 se tienecomo:

Baja tensión: A los sistemas de voltaje nominal de menos de 1000 V.

Media tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual a 1000 V y de menos de100,000 V.

Alta tensión: A los sistemas con voltaje nominal igual o más de 100 000 Volts.

1.5.2 Tensiones de utilización por parte de la compañía suministradoraLos valores utilizados para el suministro de energía por la cía. suministradora son:

en baja tensión *440/220/127 V

en media tensión

13 800 V23 000 V34 500 V

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*Tensión de utilización por subestación propia

Las tensiones iguales y mayores a 34 500 V se utilizan para subtransmisión otransmisión. En algunos casos pueden ser tensiones de suministro.

1.6 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN1.6.1 Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energíaeléctrica en plantas indust riales

La tensión para la distribución de una instalación depende principalmente de la cargainstalada y de la característica de los equipos que se instalarán.

En la siguiente tabla se presenta una guía general para determinar el voltaje másconveniente a utilizar en una instalación de acuerdo a la carga total instalada.

Tabla 1.1 Tensiones sugeridas de alimentación a una instalación eléctrica

Carga en kvaVoltaje de alimentación

(tres fases)0-112.5 kva* 220/127 V0-2000 kva 480 V

0-3000 kva (1) 2400 ó 4160 V10000-20000 kva (2) 4160 ó 13 800 Vmás de - 20000 kva 13 800 V, 23 000 V,34 500V

* Se utilizará 220/127 V para alumbrado, motores fraccionarios cuando no se tenganmotores mayores a los 15 HP, si no se empleará 480 V preferentemente.

(1) Por ser más económico es preferible utilizar cuando sea posible el voltaje en 4160V.

(2) Cuando se tengan cargas de esta magnitud hay que realizar un estudio técnico-económico contemplando posibles ampliaciones ya que a futuro podría resultar latensión más adecuada la de 13 800 V.

En sistema en 480 V es menos costoso que el de 220 V ya que maneja corrientesmenores, repercutiendo esto en calibres de conductores más delgados y menorcapacidad en las protecciones. En éste sistema se pueden manejar transformadoresauxiliares para el alumbrado con secundario en 220/127 V.

Efecto de la variación de la tensión en un sistema

Los principales efectos de la variación de la tensión en los equipos que conformanlas instalaciones son: fluctuaciones en la velocidad de los motores de inducción yaumento en la temperatura (Tabla 1.2), otros efectos importantes sobre los motoresde inducción son: el tener un bajo voltaje causa la disminución del par de arranque yel aumento de temperatura a plena carga, lo que produce un mayor tiempo en laaceleración y menor vida en los aislamientos del motor.

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Por otro lado un alto voltaje produce un incremento en el par y la corriente dearranque, disminución del factor de potencia, lo que puede causar daño en losacoplamientos, aumenta la caída de tensión en el sistema y obliga a corregir el factorde potencia para evitar las penalizaciones respectivas, por lo que se puede concluirque un motor de inducción es afectado en mayor grado por bajos voltajes.

Tabla 1.2 Efectos de la variación de voltaje en los motores de inducción

Características delMotor

Variación del voltaje nominal

90% del vol taje 110% de vol tajePar de arranque y par máximode trabajo Velocidad sincrona decrece 19%

no variaaumenta 21%

no variaPor ciento de

deslizamiento Velocidad aplena carga Eficiencia a:

100%75%50%

aumenta 23%decrece 1.5 %

decrece 2 %casi no varía

aumenta 1 - 2%

decrece 17%aumenta 1 %

aumenta 0.5 -1%casi no varia

decrece 1 - 2%

Factor de potencia a: 100%75%50%

aumenta 1 %aumenta 2 - 3%aumenta 4 - 5%

decrece 3 %decrece 4 %

decrece 5 - 6%

Corriente a plena carga aumenta 11%decrece 7%

Corriente de arranque decrece 10 -12%

aumenta 10 -12%

Aumento de temperatura aplena carga

aumenta 6 - 7% decrece 1 - 2%

En las lámparas incandescentes se tiene con una disminución del voltaje, una bajaen la emisión luminosa y con el aumento del voltaje el decremento de la vida útil delas lámparas (ver Tabla 1.2).

Las lámparas fluorescentes son afectadas en menor grado por las variaciones devoltaje que las incandescentes, ya que pueden operar en un rango de ± 10% del

voltaje nominal. En general, una variación del voltaje en 1% afecta la emisiónlumínica en 1%.

En lámparas de alta intensidad de descarga, si no se usan balastras reguladas, unadisminución del 10% en el voltaje nominal, producirá una disminución del 30% de laemisión lumínica. Si se usan balastras de potencia constante una reducción del 10%en la tensión bajará la iluminación un 2%.

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Caída de tensión en el sistema

Para conocer la caída de voltaje de un circuito en condiciones estables (sintransitorios como efectos por arranque de motores) es necesario conocer laimpedancia del circuito y la corriente en el mismo.

Guías de selección de tensiones

Conociendo las tensiones comúnmente empleadas en la República Mexicana,empleadas por la Comisión Federal de Electricidad y la industria en general, tanto enmedia como en baja tensión (Tabla 1.4), se puede seleccionar el voltaje máseconómico en función de la carga conectada.

Tabla 1.4 Tensiones uti lizadas en la República Mexicana

De transmisión

C F E

De distribución

primaria

De distribución

secundariaExtra AltaTensión Tensión media Baja tensión

400,000C F E Industria C F E Industria

(1) 34,500 23,000 220/127 480/277Alta Tensión 23,000 13,800 (2)440/254

13,800 (2)6,000 220/1274,160

231,000 2,400115,000

85,00069,000Notas: (1) Tensión de subtransmisión. Se usa poco como tensión de

alimentación en industrias(2) Tiende a desaparecer

En la Tabla 1.5 se muestran los valores recomendados y posibles no recomendadosde tensión de alimentación para motores de inducción de acuerdo a su potencia.

Tabla 1.5 Valores recomendados y posibles no recomendados de tensión paramotores de inducción

C.P.Volts.100 200 300 400 500 1000 2000 3000 4000 7000 10000 20000

440 X X X Y Y2300 X X X X X X Y4000 Y Y X X X X X Y6600 X X X X X X X Y

13.200 X Y Y X X XX: Voltaje recomendado

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d) Arreglo físico

El arreglo físico depende del proceso y complejidad de la instalación por lo que esconveniente conocer las ventajas y desventajas de cada uno de éstos como seindicarán en el capítulo 3 (sistemas de distribución) de este manual, para seleccionar

el adecuado.e) Selección de tensiones

Seleccione las mejores tensiones en cada uno de los niveles (baja y media tensión).Las tensiones del sistema son de los que influyen más que ningún otro factor en laeconomía.

f) Expansiones futuras

Si la instalación que se está proyectando prevé expansiones futuras, cuide que losequipos soporten la carga adicional y verifique la utilización de equipo normalizadoestudiando la manera de conectar la nueva carga con un mínimo de costo.

g) Otros requerimientos

Tan pronto sea posible, debe de efectuarse una reunión con la empresasuministradora de energía eléctrica para determinar los requerimientos del servicio,para poder analizar sus redes y proporcionar la información requerida para iniciar loscálculos del proyecto.

h) Diagrama unificar

La realización de este diagrama nos permitirá identificar en forma conjunta lascaracterísticas de nuestra instalación, o centros de carga.

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afectada pero en caso de falla del alimentador primario queda fuera por completo elsistema (ver fig. 1.3 en pág.20).

Las ventajas que se tiene sobre el sistema anterior es el tener alimentadores máscortos y bajas corrientes de corto circuito. Se utiliza cuando la magnitud de la carga

requiere utilizar más transformadores.Tiene las mismas desventajas del sistema anterior y su costo es más elevado 25 a30% comparado con el sistema anterior.

Sistema primario selectivo

Este sistema tiene la característica que dos alimentadores primarios llegan a cadabanco de transformación. Se tienen el número de transformadores necesarios deacuerdo a la instalación y normalmente se conecta la mitad de los transformadores acada uno de los alimentadores y solamente en caso de falla se conectan todos lostransformadores a un solo alimentador por lo que este debe tener la capacidadsuficiente para soportar la carga total, los seccionadores deben tener un bloqueopara impedir el cierre de los dos a la vez (ver fig.1.3).

Una ventaja es que se cuenta con dos fuentes distintas de alimentación en elprimario. Otra ventaja es poder dar un mejor mantenimiento al equipo primario deseccionadores y buses. Como desventajas tiene que en caso de falla untransformador o tablero secundario que fuera por completo esa zona y su costo essuperior a los sistemas radiales, mayor entre 50 a 75% comparado con el radialsimple y 20 a 30% con el radial expandido, estos rangos son debido al número detransformadores empleados debido a qué tan compleja se quiera una instalación conla misma carga instalada.

14



4

2

3

2

3

4

1

4 Seccionadores bajo carga con fusibles (A.T.)

Figura 1.3 Radial expandido

15



1.7 RECOMENDACIONES

1.7.1 Suminis tro de energía eléctrica

Conociendo los principales datos de la instalación eléctrica, el usuario deberáproporcionar a la cía. suministradora la siguiente relación de datos:

1 Nombre del proyecto2 Localización de la instalación3 Giro o tipo de proyecto4 Demanda máxima requerida5 Capacidad instalada6 Fecha programada para recibir el servicio eléctrico7 Continuidad de servicio8 Características principales del equipo (número y capacidad de motores,

tipo de arranque, voltaje de utilización, etc.)

Posteriormente la compañía suministradora deberá proporcionar al usuario la

siguiente relación de datos:

1 Tensión de suministro2 Tolerancia de variación de la tensión3 Tipo de acometida (aérea subterránea)4 Frecuencia5 Tolerancia de la variación de la frecuencia6 Número de fases y número de hilos7 Capacidad de corto circuito máxima y mínima8 Continuidad del servicio (estadísticas de fallas indicando el tiempo y número deinterrupciones, así como la frecuencia de maniobras por mantenimiento)

9 Programa y presupuesto de obras necesarias para el suministro

1.7.2 Coordinación con otras áreas de ingeniería

Al diseñar la instalación eléctrica, deberá ser con la participación del personal que seindica a continuación, el cual nos puede indicar con mayor certeza los siguientescriterios:

Ingeniería mecánica, hidráulica y proceso

Información referente a potencia requerida en equipos de bombeo, grúas,compresores, etc. Así como establecer la lógica de control, protección y medición en

electroválvulas, torres de oscilación, paros y arranques de equipos, etc.

Las necesidades de continuidad del proceso de sectores, grupos, unidades, etc.

Equipos y máquinas que por su importancia puedan quedar fuera o en servicio en uncaso de emergencia.

17



Requerimientos de automatización: control bajo nivel, bloqueo mecánico, alto nivel,turbidez, P.H., etc.

Alimentación eléctrica especial para la operación de electroválvulas, medición degasto, indicadores sonoros o luminosos (lámparas de obstrucción), etc.

La necesidad de ampliaciones o cambios futuros

Arreglo general de la planta (definición de la localización de equipos, edificios demáquinas, cárcamo de bombeo, vías de acceso, zonas de maniobra, etc.).

Ingeniería civil

Definición de las preparaciones de la obra civil como son bases, huecos,acondicionamiento de locales, etc., de acuerdo a las dimensiones y pesos de losequipos.

Área de mantenimiento y operación:

Procedimiento para la instalación de tal forma que su mantenimiento sea sin riesgosy con facilidad.

Procedimiento para el arreglo de equipo de tal suerte que en caso de mantenimientopreventivo la instalación conserve cierta continuidad del servicio.

Seguimiento del análisis de alternativas

Se tiene la posibilidad que en el desarrollo de un proyecto eléctrico se encuentrenfallas que no se contemplaron desde el inicio, o que por necesidad de las otras áreasde ingeniería se tengan que ajustar algunos datos o variables del proyecto, por lo queproporcionar una metodología de ajuste resultaría inapropiada, lo que se recomienda,es apegarse a los parámetros enunciados en el análisis de alternativas y procurartener buena comunicación con las otras áreas para evitar estas modificaciones.

18



CONTENIDO

2. MÉTODOS DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE FUERZA .....................................21

2.1. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................21

2.2. CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO ....................................................................21

2.2.1. Corto circuito trifásico ......................................................................................21

2.2.2. Corto circuito monofásico ................................................................................24

2.2.3. Ejemplo de aplicación......................................................................................25

2.3. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS.......................30

2.3.1. Cables de energía ...........................................................................................30

2.3.2. Cables de baja tensión ....................................................................................34

2.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión.........................................37 2.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión......................................40

2.4. CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES......................................43 2.4.1. Métodos de arranque ......................................................................................43

2.4.2. Procedimiento de cálculo ................................................................................43 2.4.3. Ejemplo de aplicación......................................................................................46

2.5. FACTOR DE POTENCIA ...................................................................................49

2.5.1. Introducción.....................................................................................................49

2.5.2. Determinación del factor de potencia ..............................................................50

2.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia porcapacitores................................................................................................................55


2.6. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE61 2.6.1. Criterios básicos de selección .........................................................................61 2.6.2. Método de cálculo ...........................................................................................62


2.7. TABLAS..............................................................................................................66

2.8. FIGURAS .........................................................................................................103

2.9. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................111



22

b) Generadores: Capacidad (MVA) y reactancia subtransitoria (x”d).

c) Motores: Capacidad (C.P.) y reactancia subtransitoria (x”d).

d) Transformadores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%) y tensión primaria y

secundaria.e) Reactores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%).

f) Cables: reactancia, longitud y tensión de operación.

2.2.1.2. Diagrama de reactanciasEl diagrama de reactancias se forma a partir del diagrama unifilar, cada uno de loselementos pasivos sustituyendo por sus impedancias correspondientes, todas lasfuentes generadoras de tensión (donde aplique) desaparecen y en su lugar secolocan las impedancias propias o internas.

Para determinar el comportamiento de la red en el corto circuito en un mododeterminado, se dibuja una red equivalente y mediante aritmética simple,transformación en serie, paralelo y delta estrella, y se determina el valor de laimpedancia y equivalente.

Se deberá obtener del fabricante los valores específicos (reactancias, resistencias,potencia, tensión, etc.) de los diferentes equipos y elementos del sistema, cuando nosea posible obtenerlos se emplearán los valores que se dan en las tablas 2.1, 2.2,2.3, 2.4, 2.5 y 2.6.

Los motores con tensión nominal de 600 volts e inferiores, se agrupan indicando sureactancia equivalente, de acuerdo a lo indicado en la tabla 2.2 (ANSI/IEEE-C37.13-1981 y IEEE std-141-1993).

2.2.1.3. Conversión de reactancias a una potencia baseTodas las reactancias de los diferentes elementos deberán convertirse a su potenciade aportación al corto circuito de acuerdo con las siguientes fórmulas:

a) Para el sistema de suministro:

Conociendo la potencia de corto circuito trifásico:

CC

b0 kVA

kVAX =1 (2.1)

Conociendo la corriente de corto circuito trifásico:

bcc

b0

kVI3

kVAX =1 (2.2)



24

2.2.1.4. Cálculo de la corriente de falla:

Para calcular la corriente de corto circuito en el punto de falla se aplicará laexpresión:

Iccb

eqtot b

kVA

3 Z kV= (2.8)

donde:Zeqtot = Impedancia equivalente total de secuencia positiva

Para la determinación de la corriente de corto circuito asimétrico se deberá utilizar elfactor de asimetría (K) que está en función de la relación X/R de la instalación y quepara fines prácticos se considerará de un valor de 1.25.

La expresión será la siguiente:Iccasim = I Kcc (2.9)

2.2.2. Corto circu ito monofásicoEn este cálculo la corriente se ve afectada por la forma que se encuentranconectados los neutros de los equipos al sistema de tierras, ya que presentan retornode corriente de secuencia cero, por lo que es necesario considerar este aspecto en ladenominada red de secuencia cero, ver figura. 2.1 y 2.2.

2.2.2.1. Diagrama unifilar

Se procede igual que el punto 2.2.1.1 y se considera la forma de conexión del neutroa tierra.

2.2.2.2. Diagrama de reactanciasProceda igual que en el punto 2.2.1.2.

2.2.2.3. Conversión de reactancias a una potencia base

Se procede igual que en el punto 2.2.1.3.Con estos valores por unidad se elaboran los diagramas de secuencia positiva (+),negativa (-) y cero (0).Las tres mallas de secuencia se deberán conectar en serie

2.2.2.4. Simplificación de diagrama de reactanciasEsta simplificación se realiza para obtener el diagrama de reactancias equivalente enel punto de falla de las tres redes de secuencia, positiva, negativa y cero tomando enconsideración que estas dependen de la conexión a tierra de los neutros detransformadores, generadores, motores y sistema.

Se interconectan las tres redes de secuencia y se combinan las reactancias hastaobtener la reactancia total equivalente.



26

a) Diagrama unifilar.

b) Cálculo de la falla trifásica.Potencia base.

kVABASE = 10,000

Sistema de suministro.

X =10,000500,000

= 0.02R

Transformadores.

0.8= 1000x100

10,000x8

=X

0.217=3000x100

10,000x6.5 =X

T2

T1

480 V

kVsistema = 23MVACC= 500 MVA

3000 kVA23/4.16 kVZ%=6.5

T1

1000 kVA4.16/0.48 kVZ%=8

3/C, 4/0 122m, x = .015Ω 3/C, 300MCM183m, x=0.023Ω

4.16 kV

4.16 kV

*600 C.P. *600 C.P.

motorsíncrono

motores de inducción1000 kVA,Xequimot = 25 %

*motores deinducción

X”d = 16.7 %

500 C.P.X”

d = 16 %X”

d = 27 %

falla

T2



28

1

X

11

X

1

X.......

1

Xeqp

1 2 n

=+ + +

(1)(2) (3)

(1) Xeqs = 0.02 + 0.217 = 0.237

( )21

32

1

X= 0.013 +

11

2.783+

12.783

= 0.983eqp

+.

(3) Xeqs = 2.5 + 0.8 + 0.009 = 3.309

(1) (2) (3)

1

X = 0.181eqp = + +

1

10237

10983

13309. . .

=10000

3 x0.181x4.16 = 7667.742 A

= 1.25x7667.742 = 9584.677 A

∴ I

I

ccsim

ccasim

XR=0.02

XS=3.2

XT1=0.217

X300 MCM=0.013

X4.16kV= X480V=2.5

XT2=0.8

X4/0=0.009

falla

2.783

X4.16kV=

2.783

0.237 0.983 3.309

falla



29

Cálculo de la falla monofásica

El diagrama de reactancia de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, por lotanto, la reactancia de secuencia positiva es X1 = 0.181 p.u.

El valor de la reactancia de Sec (-) es igual a la Sec (+) X2 = 0.181 p.u.Diagrama de Sec (0)

La reactancia de Sec (0) es igual a reactancia del transformador 1.

X0 = XT1 = 0.217 p.u.

Todos los motores tienen conexión delta.

sim.A.7,194.313=0.376+0.313+0.313

3

41603

=I

0.376=10000

x10000.217x4.16 =X

0.313=10000

x10000.181x4.16 =X=X

cc1

2

0

2

21

×

Ω

Ω

∅

Referencia

falla 1

XT1

XR XT2

P S

0.181 p.u

0.181 p.u

0.217 p.u



32

Para elegir el calibre emplee las curvas o datos del fabricante a un factor de cargadel 75%. Considere que el factor de carga está definido como la corriente de cargapromedio dividida entre la máxima corriente de carga para un período dado. Consultemanual técnico de cables de energía condumex, o curvas de algún otro fabricante.

Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible deconducción del cable de energía calibre 750 kCM (en cualquier forma de instalación).Utilice conductores en paralelo del calibre resultante, verifique que el factor decorrección por agrupamiento (FCA) sea adecuado a esta nueva situación, si no lo es,repita este procedimiento, según el punto 2.3.1.2 inciso (b).

2.3.1.3. Cálculo por regulación de tensióna) Verificar calibre por regulación de tensiónAplicar la siguiente expresión:

Regulación (% )RV

Vn

= ×Δ

100% (2.13)

donde:ΔV= Caída de tensión al neutro en kVVn= Tensión al neutro en kV

b) Para calcular (ΔV) Realice lo siguiente:

Determine el valor de resistencia (R) en c.a. del conductor seleccionado en el inciso"d" del punto 2.3.1.2. Aplique tabla 2.15 y la temperatura de operación del conductora 90 ºC.

Calcule el radio medio geométrico (RMG) del conductor. Utilice tablas 2.16 y 2.17.

Calcule la distancia media geométrica (DMG) e inductancia (L) del conductor. Apliquetabla 2.18.

Calcule la reactancia inductiva (XL) del conductor.Aplicar formula:

XL FL= 2π (2.14)donde:

XL Reactancia inductiva del cable en ohms/KmF Frecuencia en Hz (aplique el valor de 60 Hz)L Inductancia en H/Km

Calcule el valor de impedancia ( Z ) del conductor.Aplicar fórmula:

Z R jXL= −( )l (2.15)

donde:Z = Impedancia del cable en ohmsR = Resistencia en CA: del cable en ohms/Km



36

donde:Ic = Corriente corregida en ampersIn = Corriente nominal del equipo en ampers

En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125% de la corriente

nominal del motor a plena carga. Según artículo 430-22 y artículo 430-23 NOM-001-SEMP-1994.

En caso de motores de servicio no continuo ver tabla 2.7. Según artículo 430-23(b)NOM-001-SEMP-1994.

Cuando se alimenten varios motores o motor y otras cargas deberán tener unacapacidad de conducción de corriente, igual a la suma de las corrientes a plenacarga nominales de todos los motores y/o equipos más el 25% de la corrientenominal del motor mayor del grupo. Según artículo 430-24 NOM-001-SEMP-1994.

d) Determine el calibre del conductor por corriente:

Con el valor de la corriente calculado en el inciso “c” de este punto y columna a 75 ºCde la tabla 2.21, seleccione el calibre del conductor adecuado (que conduzca unacorriente superior a la calculada).

Si el valor de la corriente corregida es superior a la capacidad permisible deconducción de corriente, del cable con calibre 750 KCM (de cualquier forma deinstalación), utilice dos o más conductores por fase del calibre resultante, verificandosi el (FCA) es el adecuado, a esta nueva condición, si no lo es, repita elprocedimiento desde el punto 2.3.2.2. inciso (b).

2.3.2.3. Cálculo por caída de tensióna) Verificar calibre por caída de tensión.Aplicar tablas 2.7 y 2.21.

Considere los factores siguientes:

Utilice la sección transversal del conductor seleccionado en el punto 2.3.2.2., inciso(b).

La caída de tensión (e%) total del circuito alimentador y derivado no debe exceder

del 5%, referirse a los artículos 210-19 y 215-2. de la NOM-001-SEMP-1994.Para efectos de cálculo en este procedimiento considere:

Para circuitos alimentadores e% = 3%Para circuitos derivados e% = 2%



37

Si el valor de la caída de tensión (e%) excede el valor considerado, verifique elcalibre del conductor y repita el paso indicado en el punto 2.3.2.3.

2.3.2.4. Cálculo por corto circuito

Verificar el calibre del conductor por corto circuito.

Realice este paso solamente para alimentadores a CCM en 480 volts.Determine la máxima corriente de falla que deberá soportar el conductor antes deque opere el dispositivo de protección.

Aplicar Fórmula:

ICC = ×

×

MVA

ECC 1000

3 (2.22)

donde:ICC Máxima corriente de falla en amperes

MVACC Potencia de corto circuito en MVAE Tensión de línea en kV

Para efectos de cálculo en este procedimiento considere:Para 480 volts una ICC= 25000 amperes simétricos.

Con el valor de ICC y tiempo de liberación de falla, determine de la figura 2.4 elcalibre del conductor.

2.3.2.5. Selección del diámetro de la tubería

Aplique la tabla 2.22.

2.3.2.6. Observaciones.Este procedimiento aplica para conductores en baja tensión (600 volts o menos) enc.a. y c.d.

Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre que hayaresultado mayor de los diferentes cálculos realizados.

2.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión

Calcular el calibre mínimo de un alimentador de un motor de inducción jaula ardillatrifásico, 60 Hz 6a C:P: (45 kW), 440 V., cuya trayectoria del CCM al motor es de lasiguiente forma.

a) Canalización por medio de charola de aluminio libre de cobre dentro del cuarto decontrol (aproximadamente 6 metros con tolerancia para curvas).

b) Canalización por medio de tubería conduit de fierro galvanizado desde el cuarto decontrol hasta el motor (59 m), ésta condición regirá para fines de cálculo.

Por lo tanto la longitud total del circuito será de 65 m.



38

1) Cálculo de la corriente nominal, aplique la tabla 2.7.

=3(440 )(0.90)(0.82)

In746 60 44760

562 437958

×= =

.. A

Para el caso de la eficiencia η y factor de potencia (FP) aplique la tabla 2.23 para unmotor a 1800 RPM o bien para obtener la corriente nominal del motor aplique la tabla2.25 (tabla 430-150 NOM-001-SEMP-1994).

De donde se obtiene In=80 A

Determinación de los factores de corrección

La temperatura ambiente máxima puede llegar a más de 40ºC para casas demáquinas por lo cual el factor de corrección por temperatura de la tabla 2.19 entre41ºC y 45ºC para un aislamiento THW, 75 ºC es 0.82.

FCT = 0.82

Las condiciones en la charola corresponden al aire y con separación entre conductory conductor.

En tubo irán 3 conductores, de manera que el factor de corrección por agrupamientoes:

FCA = 1

Corrección del valor de la corriente nominal (tomando el valor mayor)I =

I

(FCT)(FCA)Cn (2.23)

I =80

(0.82)(1)97.56 AC =

Aplicando el 125% según, el punto 2.3.2.2 inciso (c)

Donde la corriente corregida es:

Ic = 97.56 AMP (1.25) = 121.95 A

Determinación del calibre del conductor

De acuerdo con la tabla 2.21 se usará un conductor calibre 1/0 AWG, con unasección transversal de 53.48 mm2.



39

b) Comprobación por caída de tensión

e% =2 3

E S

× × ××

l In (2.24)

e

m A

V mm% =

( . )( )( )

( . )

2 1732050 65 80

440 5348 0762 = .

Está caída es inferior al 3%, por lo tanto el conductor de calibre 1/0 AWG esapropiado.

c) Cálculo por corto circuito.

I =MVA 1000

3cc

CC

×

× 0440. (2.25)

Este valor es obtenido del cálculo de corto circuito, en donde se tiene una potenciade corto circuito de 9.7274 MVA y para la cual la Ι

CCes:

ICC=12764 A en las barras

Con está ICC y el tiempo máximo de duración en falla, que se estimaconservadoramente en 8 ciclos (0.1333s), se obtiene la ΙCC permisible en elconductor, ver figura 2.4.

O bien aplique la fórmula:

t

234

234Tlog0.0297

A=1

2

⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜

⎝

⎛

+

+

T

I (2.26)

donde:

I Corriente de corto circuito permisible en amperesT1 Temperatura máxima de operación a 90ºCT2 Temperatura máxima de corto circuito 150ºC

A Área del conductor en circular Mils

t Tiempo (de liberación de falla) de corto circuito en segundos

El área en circular mils es 105560, para cal 1/0 AWG.

0.1333

23490

234150log0.0297

105560=

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++

I

I=13534.74 A, ( permisible en el conductor).Con lo cual se comprueba que el conductor es el adecuado.



40

d) Selección del diámetro de la tubería.

Para tres conductores con aislamiento THW a 75ºC, en la parte en que estos sealojen en tubería se aplica la tabla 2.22 con un porcentaje de relleno del 40 %.La tubería seleccionada es de 51 mm.

2.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión

Calcular el calibre mínimo del alimentador de una subestación que tiene 5transformadores de 300 kVA y 5 de 500 kVA, 13200/440-220 volts, desde una casetade medición a cien metros de distancia. La instalación deberá ser subterránea, conuna temperatura media del terreno de 25 ºC. El factor de carga considerado es de 75%.

Como información adicional, se dispone de equipo de protección especial, perocualquier falla a tierra será disipada en menos de 1 hora. Por lo tanto los cables aemplear deberán ser de categoría 133 % nivel de aislamiento.

El factor de potencia del sistema es de 0.90.

En este ejemplo se pueden usar cables XLP o EP.

Se decide usar cable polycon EP 15 kV, catálogo de cables de energía 1a 69 kV-cat003 conductores Monterrey 133 % nivel de aislamiento, conductor de cobre, enconstrucción monopolar.

a) Cálculo de la corriente nominal

Carga = 300 (5) + 500 (5) = 4000 kVA

In =kVA

3kV

4000

1.73 13.2175 A=

× =

Los datos de instalación son los siguientes:

Un ducto subterráneo formado por un tubo con tres conductores, monopolares,temperatura del terreno máximo de 30ºC.

Longitud de la línea 100 m

Factor de potencia igual a 0.90

Factores de corrección

Conductor de cobre, instalación subterránea en ductoFCT = 0.97FCA= 1.00



41

FCP = 1.00

Ver tablas 2.8, 2.10 y 2.11

I =175

1(1)(0.97) Ac = 18041.

Selección del conductor.

Considerando un 75% factor de carga, aplicando datos de fabricante, para obtener lacapacidad de corriente para cables Polycon EP, 8001-15,000 volts, conductor decobre, se encuentra que el calibre 1/0 AWG puede conducir 220 amperes.

b) Cálculo por caída de tensión

%REG =V

Vn

Δ×100 (2.27)

R20 = 0.329 ohms/km

R90 = 0.329 (1+ 0.00393 X 70) = 0.41 ohms/km.; Que es la resistencia de cable enohms/km

DMG = 3 a b c D× × = 3 (2.28)

D

D=26.2 mm de diámetro exterior del conductor aislado proporcionado en la tabla dedimensiones y pesos para los cables polycon-R90, conductores Monterrey.

De la tabla de dimensiones y características del cable sin aislamiento, se obtiene queel radio del conductor desnudo es 4.74 mm Catálogo conductores Monterrey paracables polycon EPR-8001-15,000 volts.

RMG = 0.758 r

RMG = 0.758(4.74) = 3.59 mm

ohms/km1499.0)1059.3

2.26log605.4)(601420.32(X 4

L =×××= −

ΔV V = 0.07%= × + × =1751001000

04195 08 01499 06 745( . . . . ) .



43

2.4. CAÍDA DE TENSIÓN AL ARRANQUE DE MOTORES

2.4.1. Métodos de arranque

Normalmente se prefiere un arranque a tensión plena, puesto que permite obtener elmayor par a rotor bloqueado y de aceleración, aunque este método es el mássencillo, barato y confiable también es el que demanda las mayores corrientes

durante el período de arranque. Cuando se utilice algún método de arranque atensión reducida con parte de los devanados del motor o combinando conexionescon la finalidad de reducir, los pares transitorios en la flecha del motor en operación,la corriente de arranque, la caída excesiva de voltaje que puede evitar la aceleraciónde la transmisión a la velocidad normal y provocar el mal funcionamiento de otrosdispositivos como relevadores y contactores, y evitar parpadeos en sistemas dealumbrado; debe de asegurarse de que las necesidades del par de la carga sesatisfagan, ya que este tipo de métodos también reducen el par del motor.

2.4.1.1. Datos principales de los métodos de arranque a tensión reducida

Ver tabla 2.26.

2.4.2. Procedimiento de cálculo

2.4.2.1. Generalidades

El nivel de tensión en las barras principales de los tableros de las instalaciones sedetermina utilizando alguno de los siguientes métodos:

Flujos de potenciaCaída de tensión considerando reactanciasCaída de tensión considerando impedancias

Reactancia proporcionalImpedancia proporcional

2.4.2.2. Impedancias por unidad del sistema

a) Elaborar el diagrama unifilar del sistema en estudio, mostrando los elementos consus datos respectivos.

Se desprecia la impedancia de los conductores, en longitudes pequeñas; o bien seaplica la tabla 2.28 para longitudes grandes.

b) Obtener el dato de la capacidad interruptiva de la línea de alimentación en MVA,

dato proporcionado por la compañía de suministro (potencia de corto circuito mínimadisponible).

c) Selección de los kVA base, se recomienda usar los kVA del transformadorreductor.

d) Referir todos los valores de impedancias a la potencia base, seleccionada en elpaso anterior.



44

Impedancia del sistema.

Z =S

SS(0/1)BASE

CC

(2.29)

donde:ZS( / )0 1 = Impedancia por unidad del sistema eléctrico externo

SBASE =Potencia base, igual a la potencia nominal del transformadorSCC =Potencia de corto circuito mínima disponible, del sistema del suministro

Impedancia por unidad del transformador.

Para calcular, la impedancia por unidad del transformador se utiliza la siguientefórmula, considerando que la potencia base es igual a la capacidad deltransformador.

( )100

%Z=Z 10T (2.30)

Si no se tomará la potencia del transformador como valor base, la fórmula sería lasiguiente:

(100)S

)%Z(S=Z

TRANS

TBASET (2.31)

donde:Z ( )T 0 1

= Impedancia por unidad del transformador

Z%T = Impedancia del transformador en %STRANS = Potencia del transformador

Impedancia en por unidad de los motores.Impedancia del motor a plena carga

(ohms) V

=Z n-f

mp nI

(2.32)

Impedancia del motor al arranque

s)( = -

ohmV

Z n f

ma

arranqueI (2.33)

Transformando los valores de ohms a valores en por unidad.

Impedancia del motor a plena carga en por unidad

(1000)KV²

)(ZS=Z

mpBASE

mp(0/1) (2.34)



45

Impedancia del motor al arranque en por unidad

)KV²(1000

)(ZS=Z

maBASE

ma(0/1) (2.35)

donde:

Zmp : Impedancia del motor a plena carga en ohmsZmp( / )0 1 : Impedancia del motor a plena carga en por unidad

Zma : Impedancia del motor al arranque en omhsZma( / )0 1 : Impedancia del motor al arranque en por unidad

In : Corriente nominal del motor, en ampersIarranque : Corriente de arranque (considere un valor aceptable entre 5.5 y

6 veces la corriente nominal para efectos de cálculo o consulte los valores decorriente de rotor bloqueado y sus factores, en las tabla 2.29kV : Tensión nominal en las terminales del motor en kV.

e) Elaboración y reducción del diagrama de impedancias.

Proceda igual que en el punto 2.2.1.2.

El porcentaje de la caída de tensión en la barra expresado en por unidad es:

)Z(ZI1V

)Z(ZIVV

TST1

TSTo1

+−=

+−=

ó bien (2.36)

donde:

V1 Caída de voltaje momentánea en la barra, expresada en por unidadVo Tensión nominal al 100% expresada en por unidad

IT Corriente total al arranque, a voltaje nominal, en por unidadZs Impedancia del sistemaZT Impedancia del transformador

f) Cálculo de la caída de tensión.

% e =V - V

V100

nom 1

,

nom

× (2.37)

donde:% e = Caída momentánea de voltaje en el motor en porcientoVnom= Tensión nominal en volts

V 1

,

=Caída de voltaje momentánea en la barra expresada en volts

g) Conclusión.

Con los cálculos realizados determine el tipo de arranque a utilizar.



46

1) Con tensión plena.

Para fines prácticos se recomienda tener una caída de tensión máxima al arranqueigual al 20 %.

Después del arranque, los motores deben funcionar independientemente y en formapermanente aún al ocurrir las siguientes variaciones.

+/- 10 % de la tensión nominal+/- 5 % de la frecuencia nominal10% de la variación combinada en valor absoluto de tensión y frecuencia

2) Con tensión reducida.

Una vez realizado el punto anterior, si el valor sobre pasa los valores considerados,es necesario utilizar alguno de los métodos de arranque a tensión reducida indicadosen la tabla 2.26.

2.4.3. Ejemplo de aplicación.

En una planta se tienen 3 motores de operación continua, se desea calcular la caídade tensión en el CCM al arranque de los motores considerando la condición máscrítica, el arranque del motor mayor y los demás a plena carga.

a) Diagrama unifilar.

10 CP11 A

50 CP 68 A

50 CP 68 A

3 , 440V

CCM

50 MVA

23 kV/440 V150 kVA; 3 , 60 Hz

Z% = 3.7 %

b) Potencia de corto circuito mínima disponible.PCC = 50 MVA

c) Selección de kVA Base.kVABASE = 150 kVA



48

e) Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias.

Zs(0/1) = 0.003

ZT(0/1) = 0.037

Zmp(0/1)

=17.82

Zma(0/1)

=0.51Zmp(0/1)

=2.88

Reduciendo:ZS +ZT =0.003 + 0.037 = 0.040 p.u.

Zs(0/1) +ZT(0/1)

=0.40

17.82 0.51 2.88

Zx

Z Z

Z Z

mp ma

mp ma= + =

( )( / )

( / )

0 1

0 1

17.82(0.51)

17.82 + 0.51 = 0.485 p.u

0.04

Zx=0.485 Zmp=2.88

Z Z

Z Z

x mp

x mp

( )

+ =

0.485(2.88)

0.485+ 2.88= 0.415



49

0.04

0.415

ZT =0.04 + 0.415 = 0.454

1

0.455= 2.197I =T

V1 = 1 - [2.197 (0.04)]

V1 = 0.912 p.u.V1 = 440 (0.912)V1 = 401.28 voltsf) Cálculo de la caída de tensión.

% e =440 - 401.28

440100×

% e = 8.8 %

g) De acuerdo a los valores tolerables es posible el arranque de los motores atensión plena.

2.5. FACTOR DE POTENCIA

2.5.1. Introducc ión

Esta sección indica el procedimiento de cálculo para la corrección del factor depotencia en una instalación eléctrica que produce un factor de potencia bajo. Lacorrección se hace a través de capacitores ya que este método resulta más simple yeconómico.

2.5.1.1. Problemas por el bajo factor de potenciaUna instalación eléctrica que opera con un factor de potencia bajo presenta los

problemas siguientes:a) Reduce la capacidad del sistema y su rendimiento debido a cables ytransformadores sobrecargados.b) Aumenta las pérdidas debido a la resistencia en los conductores.c) Reduce el nivel de voltaje, afectando en forma adversa la eficiencia de operaciónde los motores.d) Reduce la iluminación de las lámparas incandescentes.e) Aumenta el costo de la energía cuando la compañía de suministro impone las



50

condiciones del factor de potencia.

2.5.1.2. Cargas que intervienen en el factor de potencia

Las cargas inductivas tales como:Motores de inducción

TransformadoresSoldadoras de arcoLámparas fluorescentesEquipo electrónicoOtras cargas

Los motores, son las cargas más significativas, esto se debe principalmente a losiguiente:

Son las cargas que tienen el factor de potencia más bajo.La mayoría de las cargas son motores.

Las causas de que los motores operen con un factor de potencia más bajo que el dediseño propio son:

Variación del voltaje.

La operación de los motores por debajo de su capacidad nominal.

En la tabla 2.28 se indican los efectos de las variaciones de voltaje sobre el FP y latabla 2.31 los valores específicos del FP en relación a la variación de la potencia yvelocidad del motor.

2.5.2. Determinación del factor de potenc ia

2.5.2.1. Método analítico en la etapa del proyectoEl factor de potencia en una instalación en la etapa del proyecto se puede determinara partir de la estimación de las características operativas del equipo que seráinstalado. Este método puede resumirse de la manera siguiente:

a) Análisis de la instalación eléctrica.

Separar el equipo eléctrico (cargas) que produzcan un factor de potencia bajo, estascargas son:

Motores de inducciónTransformadoresAlumbradoOtras cargas



51

b) Características de la carga con bajo factor de potencia.

Una vez seleccionada la carga con bajo factor de potencia, las característicaseléctricas que se deben reunir son:

Para Motores.Potencia (en C.P.)Factor de potencia (FP)EficienciaVelocidad (RPM)

Para Transformadores.

Potencia (en kVA)Impedancia (en p.u.)Corriente de excitación (en p.u.)

Para Alumbrado.

Potencia (en kW)Tensión (en kV)

Para otras cargas.

Potencia (en kVA ó kW)Tensión (en kV)Corriente (en A)Factor de potencia

c) Determinación de la potencia activa y reactiva de cada carga.Potencia activa del motor.

1 CP= 0.746 kW (2.38)

Si no se conoce el FP y/o eficiencia real, utilice las figuras 2.5 y 2.6, respectivamente.Si el motor no se encuentra trabajando al 100% de su potencia nominal, utilizar latabla 2.29 para obtener el FP

Para determinar la potencia reactiva del motor.

kVARM = kWM tg(arc cos FP) (2.39)donde:

kVARM Potencia reactiva del motor en kVARkWM Potencia nominal del motor en kWFP Factor de potencia al que esta trabajando el motortg Tangente del ángulo del FP



52

Para el transformador.

Los transformadores tienen un consumo propio de reactivos los cuales sonconstantes ya sean en vacío o con 100% de carga, se calculan con la expresiónsiguiente.

kVAR kVA IT1 nom exc= T1 (2.40)

T2T7T2 kVARkVAkVAR = (2.41)(para capacidad nominal al 100% del transformador)

kVAR kVAR kVART T T= +1 2 (2.42)donde:

kVART1 = Potencia reactiva en vacío, este valor es independiente de lacarga conectada al transformador, en kVARkVART2 = Potencia reactiva con carga, este valor varía con la capacidad

empleada del transformador, si el transformador trabaja con un porcentaje(100%) de su capacidad nominal, calcule primero los kVART2 al 100% decapacidad y aplique la fórmula siguiente:

kVART Tnom

kVARkVAkVA2 2

2

(%) =(%)

.× ⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟ (2.43)

kVAnom Potencia aparente nominal en kVAIexc Corriente de excitación en p.u.

Z Impedancia en p.u.

kVART Potencia reactiva total del transformador en kVARkVART2(%) Porcentaje de capacidad empleada del transformador, sustituireste valor por kVART2 de la ecuación de kVART

Para el alumbrado:

kVAR kW arc cos FPA A= tg( ) (2.44)

donde:kVARA = Potencia reactiva del alumbrado en kVAR

kWA = Potencia nominal del equipo de alumbrado en kWFP = 1; Para alumbrado incandescenteFP = 0.9; Para alumbrado fluorescentetg =Tangente del ángulo del FP

Otras cargas:

Para obtener la potencia activa y reactiva se utilizan las fórmulas siguientes.



53

Para carga trifásica (3 ó 4 hilos)( )

Potencia Activa : kW =3 I E FP

1000cn (2.45)

Potencia Reactiva : kVAR =

3 I E sen (arc cos FP)

1000c

n

(2.46)

Para carga monofásica (2 hilos)( )

Potencia Activa : kW =c

I FPn E1000

(2.47)

Potencia Reactiva : kVAR =I

cn E sen (arc cos FP)

1000 (2.48)

donde:

kW c Potencia activa de la carga en kWkVAR c Potencia reactiva de la carga en kVARIn Corriente nominal en amperes

E Tensión de línea en VoltsFP Factor de potencia de la carga

d) Determinación de la potencia total activa y reactiva del conjunto de cargas.Desarrollar las fórmulas siguientes:

kVAR kVAR kVAR kVAR kVAR

kW kW kW kW

(tot) M T A C

(tot) M C A

= + + +

= + +

(2.49)

donde:kVAR( )tot = Potencia total reactiva de la carga en kVARkW( )tot = Potencia total activa de la carga en kW

Nota Si los capacitores están conectados en el lado de alta tensión deltransformador considerar las fórmulas anteriores.

Si los capacitores están conectados en el lado de baja tensión, en la ecuación paracalcular los kVAR ( )tot no se considera a los kVART.

e) Determinación de la potencia aparente total (kVA ( )tot ) y factor de potencia existente(FP).Desarrollar las fórmulas siguientes:

( ) ⎟ ⎠ ⎞⎜

⎝ ⎛ +=

)()()(

22

k tot

tot tot kVARkW VA (2.50)



54

(tot)

(tot)

kVA

kW FP = (2.51)

2.5.2.2. Método por medición en instalaciones en operación.Para determinar el factor de potencia en instalaciones en operación, lo más prácticoes por cualquiera de las formas siguientes:

Con un indicador de factor de potencia.

A través del consumo global de energía (facturación de la compañía suministradora).

Con instrumentos de medición de potencia activa e instrumentos de medición depotencia reactiva.

a) Recabar características eléctricas de la instalación.

Para recibos proporcionados por la compañía suministradora considerar:Kilowatts - hora consumidos (kW-h)Kilovars- hora consumidos (kVAR-h)Factor de potencia (si esta indicado)

Para lecturas obtenidas del equipo de medición durante las horas de trabajo,considerar:

Potencia activa (en kW)

Potencia reactiva (en kVAR)Tensión (en kV)Corriente (en A)Factor de potencia

Estas lecturas deberán ser tomadas en condiciones de demanda máxima.

b) Determinar el factor de potencia (FP) existente.Desarrollar la fórmula siguiente:

( ) ( ) FP =

−

− + −

kW h

kW h kVAR h2 2

(2.52)

[ ] [ ] FP

+

(lectura)=kW

kW kVAR

22

(lectura) (lectura)

(2.53)



55

2.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia porcapacitores

2.5.3.1. Corrección del factor de potencia en grupo empleando datos nominales delequipo

Desarrollar el punto 2.5.2.1. "Método analítico en etapa del proyecto".a) Calcular la potencia reactiva necesaria (kVAR( )N ) para corregir el factor de

potencia.

Considérese un factor de potencia corregido superior o igual a 0.9 (atrasado) yaplique la tabla 2.32 donde:

kVAR( )N = kW(tot) x valor obtenido de la tabla 2.32 con los F.P. existente y corregidos

o aplicar la siguiente fórmula:

kVAR( )N = kW(tot) x ( tg θ1- tg θ2) (2.54)donde:θ1 =Arco coseno del factor de potencia existenteθ2 =Arco coseno del factor de potencia corregido

Para un F.P. = 0.9 (-) corregido, desarrollar la fórmula siguiente:

kVAR( )N = kW(tot) x ( tg θ1-0.484) (2.55)

b) Comprobación del factor de potencia corregido.

Desarrollar las fórmulas siguientes:

kVAR kVAR kVARG tot( ) ( ) (N)= = (2.56)

( ) ( )kVA( )( ) ( )

Gtot GkW kVAR= +

22 (2.57)

FP( )

( )

( )coscorregido

tot

G

KWKVA

= =θ2 (2.58)

donde:

kVAR( )G Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactivade capacitores (kVAR( )N )

kVA( )G Potencial total aparente total del grupo, incluyendo capacitores

FP( )corregido Factor de potencia corregido, el valor obtenido debe ser igual o

superior a 0.9(-)



56

2.5.3.2. Corrección del factor de potencia en grupo empleando lecturas de consumode energía y potencia

Desarrollar el punto 2.5.2.2 "Método por medición en instalaciones en operación".

a) Cálculo de la potencia reactiva necesaria kVAR ( )N para corregir el factor depotencia.Considerar un FP (corregido) igual o superior a 0.9 y aplique la tabla 2.32 donde:

kVAR( )N = kW (lectura) x el valor obtenido en la tabla 2.7.32 con los FP existente y

corregido, o aplicar fórmula.

kVAR( )N = kW (lectura) x (tg θ1 - tg θ2) (2.59)

donde:θ1 =Arco coseno del factor de potencia existente

θ

2

=Arco coseno del factor de potencia corregidob) Comprobar el valor del factor de potencia corregido.Desarrollar fórmula siguiente:

kVAR( )G = kVAR(lectura) - kVAR(N) (kVAR) (2.60)

( )kVA( ) (lectura) ( )G

GkW kVAR= +2 2

(kVA) (2.61)

FP( )

(lectura)

( )

coscorregido G

KW

KVA= =θ2 (2.62)

donde:kVAR(G) Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactiva decapacitores (kVAR(N))kVA(G) Potencia aparente total del grupo incluyendo capacitoresFP(corregido) Factor de potencia corregida

2.5.3.3. Corrección del factor de potencia en forma individual

Realizar incisos a, b y c del punto 2.5.2.1 "Método analítico en la etapa del proyecto".Considerar solamente motores, alumbrado y otras cargas.

a) Determinar el factor de potencia (FP) existente.Desarrollar la fórmula siguiente:

FP = =cosθ1

kWkVA

c

c

(2.63)



57

donde:

θ1 = arco coskwkVA

c

c

(2.64)

kWC Potencia activa de cada carga en kW

kVAC

Potencia aparente de cada carga en kVA (considere solamentemotores y otras cargas)

b) Determinar la potencia reactiva necesaria (kVAR(N)) para corregir el FPConsidere un FP corregido igual o superior a 0.9 (-).

Con los valores obtenidos en los incisos a, b y c del punto 2.5.2.1, el factor depotencia existente y la tabla 2.32 seleccione los kVAR(N)

donde:kVAR(N) = kWC x valor de la tabla 2.32.

El valor de la tabla 2.32, es obtenido con el FP existente y FP corregido.

c) Comprobar el valor de potencia corregido

Desarrollar la fórmula siguiente:

kVAR(i)= kVARC - kVAR ( )N (2.65)

kVA(i)(i)

( ) ( )= +22

kW kVARC

(2.66)

FP( )(i)

corregidockW

kVA= (2.67)

donde:kVARC = Potencia reactiva de la carga en kVARkVAR(I) = Potencia reactiva total de la carga en kVARkVA ( )i = Potencia aparente total de la carga en kVA

2.5.4. Ejemplo de aplicación

Determinar el banco de capacitores para corregir el factor de potencia a un valor de0.9, de una planta de bombeo con las características siguientes:

Cargas:3 motores de 100 C.P., 4 polos, 440 volts2 motores de 50 C.P., 4 polos, 440 volts4 motores de 3 C.P., 4 polos, 440 volts1 Transformador de 500 kVA



58

1) Cálculo de los kW y kVAR.a) Motores de 100 C.P.

kW100 = 100 x (0.746) = 74.6 kW

kW

T100

= (Número de motores de 100 C.P.) x kW

100

= 3 x 74.6

= 223.8 kW

El FP para un motor de 100 C.P. 4 polos, es según la tabla 2.31 es de 0.88(considerando que el motor trabaja al 100% de su carga).

kVAR100 = 74.6 x tg (arc cos 0.88) = 40.26 kVAR.

kVART100 = (Número de motores de 100 C.P.) x (kVAR100).

= 3 x 40.26

= 120.79 kVAR.

kWT100

kVART100

Triángulo de potencias para los motores de 100

=223.8 kW

=120.79 kVAR

b) Motores de 50 C.P.

kW50 = 50 x 0.746 = 37.3 kW

kWT50 = (Número de motores de 50 C.P.) x kW50

= 2 x 37.3 = 74.6 kWEl FP para un motor de 50 CP 4 polos según la figura 2.5 es de 0.89.

kVAR50 = 37.3 x tg (arc cos 0.89) = 19.11 kVAR

kVART50 = ( Número de motor de 50 C.P.) x (kVAR50)

= 2 x 19.11

= 38.21 kVAR



59

kW

kVAR

T50

T50

Triángulo de potencias de los motores de 50 C.P.

=74.6 kW

=38.21 kVAR

c) Motores de 3 C.P.kW3 = 3 x 0.746 = 2.24 kW

kWT3 = ( Número de motores 3 C.P.) x kW3

= 4 x 2.24 = 8.96 kW

El factor de potencia para un motor de 3 C.P., 4 polos, según la tabla 2.31 es de 0.71(considerando que el motor trabaja al 100% de su carga).

kVAR3 = 2.24 x tg (arc cos 0.71) = 2.22 kVAR

kVART3 = (Número de motores de 3 C.P.) x ( kVAR3)

= 4 x 2.22 = 8.88 kVAR

kW

kVAR

T3

T3

Triángulo de potencias de los motores de 3 C.P.

=8.96 kW

=8.88 kVAR

3) Transformador.

Para el caso de transformadores los kVAR consumidos ya sea en vacío o plenacarga están determinados aproximadamente por la corriente de vacío, la cual ennuestro caso es del 2%.

kVARTR = (500 kVA) (0.02) = 10 kVAR



60

4) Potencia total activa y reactiva de la carga.

Los capacitores estarán conectados en el lado de baja tensión, por lo que no seconsidera los KVAR del transformador.

kVAR

(tot)

= kVAR

T100

+ kVAR

T50

+ kVAR

T3

= 120.79 + 38.21 + 8.88= 167.88 kVAR.

kW(tot) = kWT100 + kWT50 + kWT3 = 223.8 + 74.6 +8.96

= 307.36 kW.

5) Potencia aparente total y FP existente.

kVA( ) ( . ) ( . )tot

= +22

30735 16788 =350.21 kVA

FP = 307.35/350.21 = 0.87

kW

kVAR

(tot)

(tot)

Triángulo de potencias de la carga

=307.35

=167.88 kVARkVA =350.21 kVA(tot)

6) Corrección del FP

Usando la tabla 2.32.kVAR(N) = kW (tot) x 0.056

= 307.35 x 0.056

= 17.21 kVAR

o por la fórmula siguiente se obtiene el mismo resultado.kVAR(N) = kW(tot) x (tg θ1 - tg θ2)

= 307.35 (tg (arc cos 0.88) - tg (arc cos 0.90))

= 307.35 (0.539 - 0.484)

= 16.9 kVAR



61

307.35 kW

167.88 kVARtot

16.9 kVAR(N)

7) Comprobación del FP corregido.

kVAR(G) = 167.88 - 17.21

= 150.98 kVAR

kVA kVA( ) ( . ) ( . ) .G = + =

22

30735 15098 34243

FP (corregido) = 307.35/342.43 = 0.89

kW

kVARkVA

=307.35

(G)=150.98 kVAR

(G)=342.43 kVA

Triángulo de potencias con FP=0.89 ( - )

2.6. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE REACTORES LIMITADORES DE CORRIENTE

2.6.1. Criterios básicos de selección

Los reactores limitadores de corriente son utilizados principalmente para reducir lamagnitud de la corriente de corto circuito, reduciendo por consiguiente los esfuerzosmecánicos y térmicos en todos los componentes que conducen la corriente de cortocircuito y limitando la caída de tensión en la barra conductora, minimizando así losefectos en otras partes del sistema.

Debido a que la estabilidad del sistema se afecta por los reactores, estos deben

emplearse con precaución, puesto que el aumento de la reactancia entre lasmaquinas disminuye el limite de su estabilidad.

a) Tipo de servicio

InteriorIntemperie



63

c) Establecer los límites de capacidad interruptiva y caída de tensión que no deberánrebasarse con el uso de reactores limitadores de corriente.

Así como los puntos en los que se desee conocer estos valores (generalmente busesde generación y sincronización).

d) Analizar las características eléctricas de los equipos involucrados en el diagramaunifilar del punto (b), haciendo los cálculos necesarios para que los valores deimpedancia queden expresados en MVA's o p.u.

e) Elaborar con base en el diagrama unifilar simplificado, un diagrama de bloques(MVA's) o de impedancias (p.u.), tomando en consideración los datos del puntoanterior.

f) Determinar el valor de impedancia "Z" del reactor para la figura 2.7 aplique lasiguiente fórmula.

⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

ed MVA MVAV Z

112 (2.68)

donde:Z Impedancia del reactor en ohmsV Tensión nominal (de línea) del sistema en kVMVAd Nivel de falla 3φ deseado en el sistema en MVAMVAe Nivel de falla 3φ existente en el sistema en MVA

Con el valor obtenido y la tabla 2.34, seleccione la impedancia nominal del reactor"Zn" (considere el valor inmediato superior al de cálculo).

Para la figura 2.7 (b) y (c).

Calcular la potencia de falla 3φ en cada uno de los puntos que se establezcan,aplique el punto 2.2.1 "cálculo de corto circuito".

Considere para este cálculo un valor de impedancia nominal (Zn) de la tabla 2.34, eidéntico para cada reactor.

Los valores obtenidos deberán cumplir con el límite de capacidad interruptivaestablecido en el paso “c”.

g).-Calcular la máxima corriente que circulará por el reactor

Considere:

La condición más crítica de operaciónEl factor de potencia de la carga generalmente es de 0.9 (-)Máxima caída de tensión permisible



67

1.0 (FP del motor) – kVA base = 0.8 C.P. (potencia nominal del motor)* Use los valores especifados

+ En cálculos de corto circuito normalmente

Referencia: IEEE-STD 141-1993 Recomended Practice for electric power distribution

for industrial plantsTabla 2.2 Factores para reactancias (o impedancias) en la combinación red-

máquina rotatória

Tipo de máquina rotatoria Primer ciclo sistema InterrupcionMotores de inducciónPara todos los motores de50CP y mayors

1.2xd” 3.0*xd”

Para todos los motoresmenores de 50CP 1.67xd”Δ

* o estime para el primer ciclo x=0.20 p.u. basado en la potencia del motor

+ o estime para interrupción x=0.50 p.u. basado en la potencia del motorΔ o estime para el primer ciclo x=0.28 p.u. basado en la potencia del motor

Referencia: IEE-STD141-1993 Recomended practice for electric power distribution forindustrial plants



68

Tabla 2.3 Constantes de conductors para un espaciamiento simétrico de 1ft

Calibre del conductor

(cmil) (AWG No.)

Resistencia R a 50ºC,

60hz

(W/conductor/1000ft)

Reactancia XA por 1 ft de

espaciamiento, 60 Hz


1,000,000 0.013 0.0758

900,000 0.0142 0.0769

800,000 0.0159 0.0782

750,000 0.0168 0.079

700,000 0.0179 0.08

600,000 0.0206 0.0818

500,000 0.0246 0.0839

450,000 0.0273 0.0854

400,000 0.0307 0.0867350,000 0.0348 0.0883

300,000 0.0407 0.0902

250,000 0.0487 0.0922

211,600 4/0 0.0574 0.0953

167800 3/0 0.0724 0.0981

133100 2/0 0.0911 0.101

105500 1/0 0.115 0.103

83690 1 0.145 0.10666370 2 0.181 0.108

52630 3 0.227 0.111

41749 4 0.288 0.113

33100 5 0.362 0.116

26250 6 0.453 0.121

20800 7 0.57 0.123

16510 8 0.72 0.126

Referencia: IEESTD 141-1993 Recommended practice for electric power distributionfor industrial plants



69

Continuación Tabla 2.3


(cmil) (AWG No.)

Resistencia R a 50ºC,

60hz


Reactancia XA por 1 ft de

espaciamiento, 60 Hz


1,590,000 0.0129 0.06791,431,000 0.0144 0.0692

1272 000 0.0161 0.0704

1,192,500 0.0171 0.0172

1,113,000 0.0183 0.0719

954,000 10.0213 0.0738

795,000 0.0243 0.0744

715,500 0.0273 0.0756

636,000 0.0307 0.0768556,500 0.0352 0.0786

477,000 0.0371 0.0802

397,500 0.0445 0.0824

336,400 0.0526 0.0843

266,800 0.0662 0.0945

4/0 0.08335 0.1099

3/0 0.1052 0.1175

2/0 0.133 0.1212

1/0 0.1674 0.1242

1 0.212 0.1259

2 0.267 0.1215

3 0.337 0.1251

4 0.424 0.124

5 0.534 0.1259

6 0.674 0.1273



70

Tabla 2.4 Factor de espaciamiento de reactancia XB , en ohmspor 1000ft d

SEPARACIÓN EN PULGADASPIES 0 1 2 3 4 5 6 7 8

0 -- -0.0571 -0.0412 -0.0319 -0.0252 -0.0201 -0.0159 -0.0124 -0.0093 -0.

1 -- 0.0018 0.0035 0.0051 0.0061 0.0080 0.0093 0.0106 0.0117 0.02 0.0159 0.0169 0.0178 0.0186 0.0195 0.0203 0.0211 0.0218 0.0255 0.03 0.0252 0.0259 0.0265 0.0271 0.0277 0.0282 0.0288 0.0293 0.0299 0.04 0.0319 0.0323 0.0328 0.0333 0.0337 0.0341 0.0346 0.0350 0.0354 0.05 0.0370 0.0374 0.0377 0.0381 0.0385 0.0388 0.0392 0.0395 0.0399 0.06 0.0412 0.0415 0.0418 0.0421 0.0424 0.0427 0.0430 0.0433 0.0436 0.07 0.0447 0.0450 0.0453 0.0455 0.0458 0.0460 0.0463 0.0466 0.0468 0.08 0.0478

SEPARACIÓN(CUARTOS DE PULGADA)

PULGADAS 0 1/4 2/4 3/4

0 -- -- -0.0729 -0.06361 -0.0571 -0.0519 -0.0477 -0.04432 -0.0412 -0.0384 -0.0359 -.0.03393 -0.0319 -0.0301 -0.0282 -0.02674 -0.0252 -0.0238 -0.0225 -0.02125 -0.0201 -0.01795 -0.01795 -0.016846 -0.0159 -0.01494 -0.01399 -0.013237 -0.0124 -0.01152 -0.01078 -0.010028 -0.0093 -0.00852 -0.00794 -0.007199 -0.0066 -0.00605 -0.00529 -0.00474

10 -0.0042 -- -- --11 -0.0020 -- -- --12 -- -- -- --

Referencia: IEESTD 141-1993 Recommended practice for electric power distribution f



71

Tabla 2.5 Valores típicos de reactancia, cables tr ifásicos, en ohms por 1000ft(304.8m) de conductor


4 a 1 600V 2400V 4160V 6900V 13800V

3 cables de un solo conductor en conduit

magnético0.052 0.062 0.0618 __ __

1 cable de tres conductores en counduit

magnético0.0381 0.0384 0.0384 0.0522 0.0526

1 cable de tres conductores en ductot

magnético0.031 0.0335 0.0335 0.0453 0.0457

1/0 a 4/0

tres cables de un solo conductor en counduit

magnético0.049 0.055 0.055 __ __

un cable de tres conductores en counduit

magnético0.036 0.0346 0.0346 0.0448 0.0452

250-750 kcmi l

tres cables de un solo conductor en counduit

magnético

0.045 0.05 0.05 __ __

un cable de tres conductores en ducto

magnético0.027 0.0275 0.0275 0.0332 0.0337

voltaje del sistema

Nota: estos valores podrán ser usados para cables de armado magnético y nomagnéticoReferencia: Información del fabricante

Tabla 2.6 Valores de impedancia para transformadores

kv Z %

Clase NBAIAlta tensión Baja Tensión OA

FA, FOA

1er paso

FA, FOA

2do Paso

15 110 15 1.2-15 4.0-7.0 4.0-7.5 ___

25 150 25 1.2-15 4.0-7.0 4.0-7.5 ___

34.5 200 34.5 1.2-15 4.5-7.5 4.5-8.0 ___

46 250 46 1.2-25 5.0-8.0 5.0-10.5 ___

69 350 69 1.2-34.5 5.0-9.0 6.0-12.0 7.0-15.0

92 450 92 15-34.5 5.0-9.0 7.0-12.0 8.0-15.0

115 550 115 15-34.5 6.0-9.5 7.0-14.0 8.0-16.0

138 650 138 15-34.5 6.0-10.0 7.0-14.0 8.0-16.0

161 750 161 15-69 6.0-10.0 8.0-15.0 9.0-17.0

196 900 196-230 15-69 7.0-11.0 9.0-15.0 10.0-18.0

230 1050 230 15-69 7.0-12.0 9.0-16.0 10.0-19.0

315 1425 315-400 15-25 8.0-12.0 10.0-16.0 10.0-20.0

315 1425 315-400 34.5-161 9.0-13.0 10.0-17.0 10.0-21.0Nota: Para todos los casos anteriores, la diferencia de la impedancia entre aparatos



72

“duplicados”, o sea cuando se especifiquen dos o mas transformadores de lasmismas características, a un solo fabricante al mismo tiempo, no debe exceder al10% del valor especificado. Referencia: NOM-J-284-1996

Tabla 2.7 Fórmulas eléctr icas

SistemaPara obtener

Valor

conocido Corriente directa Monofásico (2 hilos) Trifásico (3 o 4 hilos)

Amperes (ln) C.P.

Amperes (ln) kW

Amperes (ln) kVA -----

Caida de tensión en % (e%)

donde:

Ln : Corriente nominal en amperesC.P. : Potencia en C.P.kW : Potencia en kWkVA : Potencia en kVAE : Voltaje en linea de voltsL : Longitud del circuito en metrose% : caida de tensión %S : Sección transversal del conductor en mm2

FP : Factor de potencia (utilice un valor de 0.9 para efectos de cálculo en esteprocedimiento)η : Eficiencia



73

Tabla 2.8 Factores de corrección por variación en la temperatura ambiente

a) Cables directamente enterrados en ductos subterráneos

15 20 25 30 35

60 1.13 1.07 1.00 0.93 0.8575 1.10 1.05 1.00 0.95 0.88

80 1.09 1.04 1.00 0.96 0.90

90 1.07 1.03 1.00 0.97 0.92

Máxima temperatura

del conductor (ºC)

Temperatura del terreno (ºC)

b) Cables instalados al aire

15 20 25 30 35 40 45 50

60 1.50 1.41 1.32 1.22 1.12 1.00 0.87 0.71

75 1.31 1.25 1.20 1.13 1.07 1.00 0.93 0.85

80 1.27 1.22 1.17 1.12 1.06 1.00 0.94 0.87

90 1.22 1.18 1.14 1.10 1.05 1.00 0.95 0.89

Máxima temperatura

del conductor (ºC)

Temperatura del terreno (ºC)

Cuando un cable está expuesto al sol, la temperatura de su superficie exterioraumenta con respecto a la del ambiente a la sombra. Aunque la situación no es tandesfavorable cuando hay viento, conviene considerar las condiciones mas críticaspara efectos de cálculo. La siguiente tabla proporciona datos empíricos sobre losincrementos que se deben dar a la temperatura ambiente a la sombra (tomadageneralmente con 40ºC) para calcular la corriente de los cables.

Tabla 2.9 Cables expuestos al sol

Diámetro Cable (mm) 20 30 40 50 60 70 80

Cable con plmo ext. ºC 12 15 17 18 20 21 22

Cable con cubierta opaca (yute, PVC, etc.) ºC 14 17 19 21 24 26 28

Referencia: Información del Fabricante



74

Tabla 2.10 Factor de corrección por incremento en la profundidad deinstalación

Cables directamente

enterrados

Cables en ductos

subterráneos

Profundidad de

instalación en

metros 5kV a 23 kV 35kV 5kV a 23 kV 35 kV0.90 1.00 1.00

1.00 0.99 0.99

1.20 0.98 1.00 0.98 1.00

1.50 0.97 0.99 0.97 0.99

1.80 0.96 0.98 0.95 0.97

2.50 0.95 0.96 0.91 0.92Referencia: Información del fabricante

Tabla 2.11 Factores de corrección por agrupamiento en instalación subterráneade cablesa) Un cable triples o tres cables monofásicos en el mismo ducto, o un cable

tripular por ducto

Numero de filas de tubos horizontalmenteNúmero de filas de

tubos verticalmente 1 2 3 4 5 6

1 1.00 1.87 0.77 0.72 0.68 0.65

2 0.87 0.71 0.62 0.57 0.53 0.50

3 0.77 0.62 0.53 0.48 0.45 0.42

4 0.72 0.57 0.48 0.44 0.40 0.38

5 0.68 0.53 0.45 0.40 0.37 0.35

6 0.65 0.50 0.42 0.38 0.35 0.32



75

b) Un cable monofásico por ducto (no magnético)



1 1.00 1.88 0.79 0.74 0.71 0.692 0.88 0.73 0.65 0.61 0.57 0.56

3 0.79 0.65 0.56 0.52 0.49 0.47

4 0.74 0.60 0.52 0.49 0.46 0.45

5 0.61 0.57 0.50 0.47 0.44 0.42

6 0.68 0.55 0.48 0.45 0.42 0.40

Los factores de correción de un cable monofásico por ducto se aplican tambien acables directamente enterrados.

Referencia: Información del fabricante

Tabla 2.12 Factores de corrección por agrupamiento de tubos condui t aéreos



1 1.00 0.94 0.91 0.88 0.87 0.86

2 0.92 0.87 0.84 0.81 0.80 0.79

3 0.85 0.81 0.78 0.76 0.75 0.74

4 0.82 0.78 0.74 0.73 0.72 0.72

5 0.80 0.76 0.72 0.71 0.70 0.70

6 0.79 0.75 0.71 0.70 0.69 0.63

Nota: Separación entre tubos ¾ a 1 diámetro de uno de ellosReferencia: Información del Fabricante



76

Tabla 2.13 Factores de corrección por agrupamiento en charolas (al aire libre ysin incidencia de rayos solares)

a) Cables monofásicos con espaciamiento (circulación de aire restringida)

Numero de circuitosNúmero de

charolas 1 2 3

1 0.95 0.90 0.88

2 0.90 0.85 0.83

3 0.88 0.83 0.81

6 0.86 0.81 0.792 cm d d

3 0 c m

b) Cables monofásicos con espaciamiento


charolas 1 2 31 1.00 0.97 0.96

2 0.97 0.94 0.93

3 0.96 0.93 0.92

6 0.94 0.91 0.90

2 cm d d

3 0 c m




77

c) Cables triplex o monopolares en configuración trébol (circulación de airerestringida)


charolas 1 2 3

1 0.95 0.90 0.882 0.90 0.85 0.83

3 0.88 0.83 0.81

6 0.86 0.81 0.792 cm 2d 2d

3 0 c m

d) Cables triplex o monopolares en configuración trébol


charolas 1 2 3

1 1.00 0.98 0.96

2 1.00 0.95 0.93

3 1.00 0.94 0.92

6 1.00 0.93 0.902 cm 2d 2d

3

0 c m



78

e) Cables tr ifásicos con espaciamiento (circulación de aire restringida)

Numero de cables trifásicosNúmero de

charolas 1 2 3 6 9

1 0.95 0.90 0.88 0.85 0.84

2 0.90 0.85 0.83 0.81 0.803 0.88 0.83 0.81 0.79 0.78

6 0.86 0.81 0.79 0.77 0.762 cm d d

3 0 c m

f) Cables trifásicos con espaciamiento


charolas 1 2 3 6 9

1 1.00 0.98 0.96 0.93 0.92

2 1.00 0.95 0.93 0.90 0.89

3 1.00 0.94 0.92 0.89 0.88

6 1.00 0.93 0.90 0.87 0.862 cm d d

3 0 c m



79

g) Cables trifásicos juntos (circulación de aire restringida)


charolas 1 2 3 6 9

1 0.95 0.84 0.80 0.75 0.73

2 0.95 0.80 0.76 0.71 0.693 0.95 0.78 0.74 0.70 0.68

6 0.95 0.76 0.72 0.68 0.66

3 0 c m

h) Cuando ¾ < e y h < d

Numero de cables o trébolesNúmero decharolas 1 2 3 4 51 1.00 0.93 0.87 0.84 0.832 0.89 0.83 0.79 0.76 0.75

3 0.80 0.76 0.72 0.70 0.696 0.74 0.69 0.64 0.63 0.622 cm d d

h

dde ee

h

*En el caso de que los cables estén instalados al aire libre y expuestos a los rayossolares, los factores anteriores deberàn multiplicarse por 0.9.



80

Tabla 2.14 Porcentajes para la selección de conductores alimentadores amotores que no operen servicio continuo

Porciento de la corriente nominal indicada en laplaca

Régimen de trabajo de diseño del motorClasificación del trabajo

5 minutos 10 minutos30 y 60minutos

Serviciocontinuo

De corto tiempo: Accionamiento deválvulas, ascenso y descenso de rodillos

110 120 150 1

Servicio intermitente: Ascensores ymontacargas, máquinas-herramientas,

bombas, puentes levadizos, mesasgiratorias, etc., para soldadoreas de arco,

ver sección 630-21 (NOM-001)

85 85 90 140

Servicio periódico: Rodillos, equipos paramanejo de minerales y carbón, etc.

1 90 95 140

Trabajo variable 1 120 150 200

Referencia: NOM-001-SEMP-1994Tabla 2.15 Valores de resistencia en C.A. de conductores de Cu.

CalibreResistencia a la corriente alterna

conductor de cobre

AWG/kCM 25ºC Ω/km 75ºC Ω/km 90ºC Ω/km

8 2.140 2.560 2.690

6 1.350 1.620 1.700

4 0.848 1.020 1.0702 0.533 0.638 0.670

1/0 0.336 0.402 0.422

2/0 0.266 0.320 0.335

3/0 0.212 0.254 0.266

4/0 0.168 0.201 0.211

250 0.143 0.171 0.179

350 0.103 0.122 0.128

500 0.0725 0.0862 0.108

750 0.0497 0.0586 0.0613

1000 0.0387 0.0452 0.0556Referencia: NOM-001-SEMP-1994



82

Tabla 2.18 Fórmulas de cálculo de inductanc ia total (H/km)



83

Tabla 2.19 Factores de corrección por temperatura

Temperatura Temperatura máxima permisible en el aislamientooc

Ambiente oc 60 75 85 90

31 -40 0.82 0.88 0.90 0.91

41 - 45 0.71 0.82 0.85 0.8746 - 50 0.58 0.75 0.80 0.82

51 - 55 0.41 0.67 0.74 0.76

56 - 60 -- 0.58 0.67 0.71

61 - 70 -- 0.35 0.52 0.58

71 - 80 -- -- 0.30 0.41


Tabla 2.20 Factores de corrección por mas de tres conductores en canalización

Número de conductores que llevan corriente Factores de corrección por agrupamiento4 a 6 0.80

7 a 9 0.70

10 a 20 0.50

21 a 30 0.45

31 a 40 0.40

41 y más 0.35

Referencia: NOM-001 SEMP-1994



84

Tabla 2.21 Capacidad de conducción de corriente permisible en conductores decobre aislados

Temperatura

máxima de

operación

60oc75oc 90oc

Tipos TW*, UF*

THW*, THWN*,

XHHW*, THHW*, RHW

RHH*, THHW*, THHN*,

XHHW

AWG kCM En tubería Al aire En tubería Al aire En tubería Al aire

18 -- -- -- -- 14 18

16 -- -- -- -- 18 24

14 20* 25* 20* 30* 25* 35*

12 25* 30* 25* 35* 30* 40*

10 30 40 35* 50* 40* 55*

8 40 60 50 70 55 80

6 55 80 65 95 75 105

4 70 105 85 125 95 140

2 95 140 115 170 130 190

1/0 125 195 150 230 170 260

2/0 145 225 175 265 195 300

3/0 165 260 200 310 225 350

4/0 195 300 230 360 260 405

250 215 340 255 405 290 455300 240 375 285 445 320 505

350 260 420 310 505 350 570

400 280 455 335 545 380 615

500 320 515 380 620 430 700

600 355 575 420 690 475 780

750 400 655 475 785 535 885

1000 455 780 545 935 615 1055

Ta = 30ºC

La protección para sobrecorriente para conductores de cobre marcados con unasterisco*, no debe exceder de:15A para 2.082 mm2 (14), 20 A para 3.307 mm2 (12) y 30 A para 5.260 mm2 (10) paraconductores de cobre.15 A para 3.307 mm2 (12), y 25 A para 5.260 mm2 (10) para conductores de aluminioo aluminio recubierto de cobre, después de que se han ampliado los factores decorrección por temperatura ambiente y agrupamiento de conductores.



85

Continuación de Tabla 2.21Temperaturas máximas de operación

60oC 75oC 90oC 60oC 75oC 90oCTIPOS TIPOS

SA,SIS,FEP* SA,SISFEPB*,RHH* RHH*,

TIPOS RHW-2,THW-2 TIPOS RHW-2RHW*,THW*

THHW* THHW*-LS, TT

RHW*,THW*

THW-2,THHW*

Área de lasección

THHW*,THW-LS

THWN-2,THHN**

THHW*,THW-LS

THHW-LSTHWN-2,

transversal TIPOS THHW-LS USE-2,TIPO

STHHW-LS THHN*

mm2 (AWG-kCM)

TW*UF*

THWN*,XHHW*

XHHW*XHHW-2

TW*UF*

THWN*,XHHW*

USE-2,XHHW*XHHW-2

C o b r eAluminio o aluminio recubierto de

cobre0.823 (18) ------- ------ 18 --- --- ---

1.307 (16) ------- ------- 24 --- --- ---2.082 (14) 25* 30* 35* --- --- ---3.307 (12) 30* 35* 40* 25* 30* 35*5.260 (10) 40* 50* 55* 35* 40* 40*8.367 (8) 60 70 80 45 55 6013.30 (6) 80 95 105 60 75 8021.15 (4) 105 125 140 80 100 11033.62 (2) 140 170 190 110 135 15042.41 (1) 165 195 220 130 155 17553.48 (1/0) 195 230 260 150 180 20567.43 (2/0) 225 265 300 175 210 23585.01 (3/0) 260 310 350 200 240 275107.2 (4/0) 300 360 405 235 280 315

126.7 (250) 340 405 455 265 315 355152.0 (300) 375 445 505 290 350 395177.3 (350) 420 505 570 330 395 445202.7 (400) 455 545 615 335 425 480253.4 (500) 515 620 700 405 485 545304.0 (600) 575 690 780 455 540 615380.0 (750) 655 785 885 515 620 700506.7 (1000) 780 935 1055 625 750 845



86

Tabla 2.22 Número máximo de conductores en tubo conduit o tubería

Diámetro nominal del tubomm

TIPO (AWG/kCM) 13 19 25 32 38 51 63 76 89 102 127 152THW 14 9 15 25 44 60 99 142

THW-LS 12 7 12 19 35 47 78 111 171THHW 10 5 9 15 26 36 60 85 131 176XHHW 8 2 4 7 12 17 28 40 62 84 108

14 6 10 16 29 40 65 93 143 192RHW 12 4 8 13 24 32 53 76 117 157RHH 10 4 6 11 19 26 43 61 95 127 163

8 1 3 5 10 13 22 32 49 66 85 133THW 6 1 2 4 7 10 16 23 36 48 62 97 141

4 1 1 3 5 7 12 17 27 36 47 73 106THW-LS 2 1 1 2 4 5 9 13 20 27 34 54 78

1/0 1 1 2 3 5 8 12 16 21 33 49THHW 2/0 1 1 1 3 5 7 10 14 18 29 41

3/0 1 1 1 2 4 6 9 12 15 24 35

RHW Y 4/0 1 1 1 3 5 7 10 13 20 29250 1 1 2 4 6 8 10 16 23RHH 300 1 1 2 3 5 7 9 14 20(sin 350 1 1 3 4 6 8 12 18

cubierta) 400 1 1 2 4 5 7 11 16500 1 1 1 3 4 6 9 14750 1 1 1 2 3 4 6 914 13 24 39 69 94 154

THWN 12 10 18 29 51 70 114 16410 6 11 18 32 44 73 104 160

THHN 8 3 5 9 16 22 36 51 79 106 1366 1 4 6 11 15 26 37 57 76 98 154

FEP 4 1 2 4 7 9 16 22 35 47 60 94 137

(14 a 2) 2 1 1 3 5 7 11 16 25 33 43 67 97

Nota: Esta tabla es sólo para conductores con cableado concéntrico normal



87

Continuación Tabla 2.22

Diámetro nominal del tubomm

TIPO (AWG/kCM) 13 19 25 32 38 51 63 76 89 102 127 1521/0 1 1 3 4 7 10 15 21 27 42 61

FPB 2/0 1 1 2 3 6 8 13 17 22 35 51(14 a 8) 3/0 1 1 1 3 5 7 11 14 18 29 424/0 1 1 1 2 4 6 9 12 15 24 35250 1 1 1 3 4 7 10 12 20 28300 1 1 1 3 4 6 8 11 17 24

XHHW 400 1 1 1 3 5 6 8 13 19(4 a 500) 500 1 1 1 2 4 5 7 11 16

750 1 1 1 2 3 4 7 116 1 3 5 9 13 21 30 47 63 81 128 185

XHHW 750 1 1 1 2 3 4 7 1014 3 6 10 18 25 41 58 90 121 15512 3 5 9 15 21 35 50 77 103 13210 2 4 7 13 18 29 41 64 86 110

8 1 2 4 7 9 16 22 35 47 60 94 137RHW y 6 1 1 2 5 6 11 15 24 32 41 64 934 1 1 1 3 5 8 12 18 24 31 50 722 1 1 3 4 6 9 14 19 24 38 56

1/0 1 1 1 2 4 6 9 12 16 25 372/0 1 1 1 3 5 8 11 14 22 32

RHH 3/0 1 1 1 3 4 7 9 12 19 284/0 1 1 1 2 4 6 8 10 16 24

(con 250 1 1 1 3 5 6 8 13 19cubierta 300 1 1 1 3 4 5 7 11 17exterior) 400 1 1 1 1 3 4 6 9 14

500 1 1 1 1 3 4 5 8 11750 1 1 1 3 3 5 8

Referencia: NOM-001-SEMP-1994



88

Tabla 2.23 Características de motores nema 440 v, 3f, 60 hzPlena carga

c.p. Síncronasrpm

Plena cargarpm.

Armazón Eficiencia Factor depotencia

½ 900 850 143T 62.5 56.0¾ 1,200 1,140 143T 72.5 63.5

900 850 145T 66.5 55.01 1,800 1,735 143T 77.0 70.51,200 1,140 145T 74.0 66.0900 870 182T 70.0 54.0

1 ½ 3,600 3,475 143T 76.0 84.01,800 1,715 145T 79.0 77.51,200 1,160 182T 76.5 68.5900 865 213T 75.0 57.5

2 3,600 3,495 145T 79.0 85.51,800 1,725 145T 81.0 75.01,200 1,155 184T 78.5 67.5900 865 213T 77.0 56.5

3 3,600 3,745 145T 80.0 85.5

1,800 1,745 182T 81.0 79.01,200 1,160 213T 81.0 64.5900 865 215T 78.0 55.5

5 3,600 3,510 182T 84.0 84.51,800 1,745 184T 83.5 79.51,200 1,150 215T 83.0 69.5900 860 254T 80.0 67

7 ½ 3,600 3,510 184T 85.0 86.51,800 1,755 213T 84.0 76.51,200 1,155 254T 83.0 75.5900 860 256T 81.5 73.5

10 3,600 3,520 213T 84.0 85.51,800 1,750 215T 85.5 80.5

1,200 1,155 256T 84.0 76.0900 865 284T 82.0 71.515 3,600 3,520 215T 86.0 87.0

1,800 1,750 254T 89.5 81.01,200 1,165 284T 85.0 78.5900 865 286T

20 3,600 3,530 254T 88.0 87.01,800 1,750 256T 90.0 83.01,200 1,165 286T 86.0 79.0900 870 324T 87.0 75.0



89

Continuación Tabla 2.23Plena carga

c.p. Síncronasrpm

Plena cargarpm.

Armazón Eficiencia Factor depotencia

25 3,600 3,530 256T 88.0 87.01,800 1,750 284T 88.5 82.5

1,200 1,165 324T 88.5 78.0900 875 326T 87.0 75.030 3,600 3,530 284TS 87.5 87.5

1,800 1,750 286T 89.0 82.01,200 1,165 326T 88.5 78.0900 875 364T 87.5 75.0

40 3,600 3,530 286TS 88.0 90.01,800 1,750 324T 90.0 80.01,200 1,170 364T 89.0 81.0900 875 365T 87.5 75.0

50 3,600 3,545 324TS 89.0 87.51,800 1,760 326T 91.5 80.01,200 1,170 365T 89.5 82.0

900 875 404T60 3,600 3,545 326TS 89.5 88.51,800 1,1770 364T 90.5 82.51,200 1,175 404T 90.5 79.5900 875 405T 89.0 73.0

75 3,600 3,555 364TS 90.5 90.01,800 1,770 365T 91.0 86.01,200 1,175 405T 91.0 82.0900 880 444T 90.0 81

100 3,600 3,550 365TS 91.0 90.51,800 1,1775 404T 91.5 82.01,200 1,175 444T 91.5 85.5900 880 445T 92.0 82

125 3,600 3,560 404TS 90.5 87.51,800 1,780 405T 92.0 84.51,200 1,175 445T 91.5 85.0

150 3,600 3,560 405TS 91.5 89.01,800 1,770 444TS 92.0 88.5

200 3,600 3,560 444TS 91.5 89.01,800 1,770 445TS 93.5 86.5

250 3,600 3,560 445TS 92.5 91.0

Referencia: MAINTENANCE HANDBOOK SMEATON

Tabla 2.24 Corriente a plena carga en amperes, de motores monofásicos decorr iente alterna

Potencia Corriente nominalNominal c.p. 127 V 220 V1 / 6 4.0 2.31 / 4 5.3 3.01 / 3 6.5 3.81 / 2 8.9 5.13 / 4 11.5 7.2

1 14.0 8.4



92

Tabla 2.27 Comparativa de los métodos de arranque

Método de arranque Ventajas DesventajasAutotransformador 1. Proporciona mayor par por ampere

de corriente de línea2. Las derivaciones en el

autotransformador permiten ajustes enel arranque

3. Conviene para períodos largos dearranque

4. Arranque con transición cerrada5. Durante el arranque, la corriente del

motor es mayor que la corriente delínea

1. En potenciaspequeñas su aplicación

es más cara

2. Bajo factor de potencia

Resistencia primaria oreactor

1. Aceleración suave, la tensióndel motor se incrementa con

la velocidad2. Alto factor de potencia duante

el arranque

3. Arranque con transicióncerrada4. En potencias pequeñas

su aplicación es menos caraque con autotransformadores5. Posibilidad de tener hasta

7 puntos de aceleración

1. Eficiencia del par:baJa

2. La resistencia liberacalor

3. Arranque en exceso

de 5 segundos requiereresistencias muycostosas

4.El ajuste de la tensiónde arranque es difícil

para llenar condicionesvariables

Devanada bipartido 1. Es más económico de los otroslistados

2. Arranque con transición cerrada3.La mayoría de los motores con

tensión dual pueden ser arrancadoscon devanado bipartido en la menor de

las dos tensiones

1. No conveniente paracargas con alta inercia,

que requieran arranquesmuy prolongados

2. Requieren un diseñoespecial del motor para

tensiones mayores que220 voltsA tensión plena 1. Costo moderado menor que el de

resistencia primaria oautotransformador

2.Conveniente para cargas con altainercia que requiera arranques muy

prolongados3. Eficiencia del par: alta

1. Requiere diseñoespecial del motor

2. Par de arranque bajo

Referencia: IEEE STD-141-1993 RECOMMEND PRACTICE FOR ELECTRICPOWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS



94

Tabla 2.29 Vlores máximos de corr iente de arranque en amperes de motorestrifásicos, de inducción, jaula de ardilla de 220 volts nominales

POTENCIA CORRIENTE LETRA DE

kW C.P. (AMPERES) DISEÑO

0.187 1/4 15 B, D

0.249 1/2 17 B, D

0.373 ½ 21 B,D

0.56 ¾ 26 B,D

0.746 1 31 B,D

1.119 1 ½ 42 B,D

1.492 2 52 B,D

2.238 3 67 B,C,D

3.73 5 96 B,C,D

5.6 7 ½ 133 B,C,D

7.46 10 169 B,C,D

11.19 15 242 B,C,D

14.92 20 303 B,C,D

18.65 25 382 B,C,D

22.38 30 455 B,C,D

29.84 40 606 B,C,D

37.3 50 758 B,C,D

44.76 60 909 B,C,D

55.95 75 1134 B,C,D

74.6 100 1516 B,C,D

93.25 125 1897 B,C,D

111.9 150 2269 B,C,D

149.2 200 3032 B,C

186.5 250 3316 B

223.8 300 4600 B

261.1 350 5332 B

298.4 400 6064 B

335.7 450 6796 B

373 500 7579 B



95

Tabla 2.30 Efecto de las variaciones del voltaje sobre el FP

Carga del motor Voltaje normal

(VN)

110% de VN 90% de VN

100% Sin cambios 3 Puntos abajo 1 Punto arriba75% Sin cambios 4 Puntos abajo 2 Puntos arriba

50% Sin cambios 5 Puntos abajo 4 Puntos arriba

Referencia: NMX-J-75-1985

Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp en motores de 2polos=3600rpm, 440 v, 60 hz

Capacidad Factor de potenciakW 100% 75% 50%

0.37 0.79 0.66 0.510.55 0.81 0.71 0.550.75 0.82 0.72 0.711.1 0.84 0.77 0.691.5 0.84 0.79 0.72.2 0.87 0.82 0.733 0.81 0.84 0.65

3.7 0.84 0.79 0.814.5 0.9 0.88 0.815.5 0.88 0.86 0.797.5 0.88 0.85 0.819 0.88 0.84 0.77

11 0.87 0.85 0.6815 0.89 0.75 0.7618.5 0.92 0.85 0.822 0.91 0.86 0.8930 0.91 0.89 0.8537 0.91 0.9 0.8445 0.91 0.9 0.8655 0.92 0.91 0.975 0.91 0.91 0.8790 0.91 0.88 0.85110 0.92 0.9 0.86150 0.9 0.9 0.81185 0.91 0.88 0.88220 0.91 0.9 0.86225 0.92 9.88 0.89295 0.92 0.92 0.9

Referencia: información de fabricante



97

Continuación Tabla 2.31 Efectos de las variaciones del voltaje sobre el fp enmotores de 6 polos=1200 rpm, 440 v,60 hz

Capacidad Factor de potenciakW 100% 75% 50%0.37 0.64 0.55 0.420.55 0.75 0.65 0.52

0.75 0.66 0.6 0.511.1 0.76 0.68 0.561.5 0.71 0.64 0.52.2 0.68 0.58 0.453 0.71 0.65 0.52

3.7 0.79 0.76 0.674.5 0.78 0.71 0.635.5 0.82 0.74 0.677.5 0.8 0.76 0.669 0.76 0.71 0.59

11 0.75 0.67 0.5415 0.79 0.73 0.66

18.5 0.84 0.8 0.6822 0.8 0.74 0.6730 0.8 0.74 0.6237 0.81 0.78 0.6845 0.84 0.72 0.6455 0.89 0.88 0.8275 0.84 0.83 0.7790 0.81 0.8 0.71110 0.89 0.85 0.77150 0.86 0.82 0.77185 0.87 0.85 0.74220 0.84 0.84 0.77225 0.85 0.84 0.08295 0.85 0.84 0.82



99

Tabla 2.32 Tabla de kVar para mejorar el factor de potencia

Factor de potencia corregido ( fp)

FP

original 0.80 0.81 0.82 0.83 0.84 0.85 0.86 0.87 0.88 0.89

0.50 0.982 1.008 1.34 1.060 1.066 1.112 1.139 1.165 1.192 1.220

0.52 0.893 0.919 0.945 0.971 0.997 1.023 1.050 1.076 1.103 1.131

0.54 0.809 0.835 0.861 0.887 0.913 0.939 0.966 0.992 1.019 1.047

0.56 0.730 0.756 0.782 0.808 0.834 0.860 0.887 0.913 0.940 0.936

0.58 0.655 0.681 0.707 0.733 0.759 0.785 0.812 0.838 0.865 0.893

0.60 0.583 0.609 0.635 0.661 0.687 0.713 0.740 0.766 0.793 0.821

0.62 0.516 0.542 0.568 0.594 0.620 0.646 0.673 0.699 0.726 0.754

0.64 0.451 0.474 0.503 0.529 0.555 0.581 0.608 0.634 0.661 0.689

0.66 0.388 0.414 0.440 0.466 0.492 0.518 0.545 0.571 0.598 0.6260.68 0.328 0.354 0.308 0.406 0.432 0.458 0.485 0.511 0.538 0.566

0.70 0.270 0.296 0.322 0.348 0.374 0.400 0.427 0.453 0.480 0.508

0.72 0.214 0.240 0.266 0.292 0.318 0.344 0.371 0.397 0.424 0.452

0.74 0.159 0.185 0.211 0.237 0.263 0.289 0.316 0.342 0.369 0.397

0.76 0.105 0.131 0.157 0.183 0.209 0.235 0.262 0.288 0.315 0.343

0.78 0.052 0.078 0.104 0.130 0.156 0.182 0.209 0.235 0.262 0.290

0.80 0.000 0.026 0.052 0.078 0.104 0.130 0.157 0.183 0.210 0.238

0.82 0.000 0.026 0.052 0.078 0.105 0.131 0.158 0.1860.84 0.000 0.026 0.053 0.079 0.106 0.134

0.86 0.000 0.026 0.053 0.081

0.88 0.000 0.028

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

Referencia: IEEE-STD-141-1993



100

Continuación de Tabla 2.32

Factor de potencia corregido ( fp)

FP

original 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.0

0.50 1.248 1.276 1.306 1.337 1.369 1.403 1.440 1.481 1.529 1.589 1.732

0.52 1.159 1.187 1.217 1.248 1.280 1.314 1.351 1.392 1.440 1.500 1.643

0.54 1.075 1.103 1.113 1.164 1.196 1.230 1.267 1.308 1.356 1.416 1.559

0.56 0.996 1.024 1.054 1.085 1.117 1.151 1.188 1.229 1.277 1.337 1.480

0.58 0.921 0.949 0.979 1.010 1.042 1.076 1.113 1.154 1.201 1.262 1.405

0.60 0.849 0.877 0.907 0.938 0.970 1.004 1.041 1.082 1.130 1.190 1.333

0.62 0.782 0.810 0.840 0.871 0.903 0.937 0.974 1.015 1.063 1.123 1.266

0.64 0.717 0.745 0.775 0.806 0.838 0.872 0.909 0.950 0.998 1.068 1.201

0.66 0.654 0.682 0.712 0.743 0.775 0.809 0.846 0.887 0.935 0.995 1.1380.68 0.594 0.622 0.652 0.683 0.715 0.749 0.786 0.827 0.875 0.935 1.078

0.70 0.536 0.564 0.594 0.625 0.657 0.691 0.728 0.769 0.817 0.877 1.020

0.72 0.480 0.508 0.538 0.569 0.601 0.635 0.672 0.713 0.761 0.761 0.964

0.74 0.425 0.453 0.483 0.514 0.546 0.580 0.617 0.658 0.706 0.706 0.909

0.76 0.371 0.399 0.429 0.460 0.492 0.526 0.563 0.604 0.652 0.712 0.855

0.78 0.318 0.346 0.376 0.407 0.439 0.473 0.510 0.551 0.599 0.659 0.802

0.80 0.226 0.294 0.324 0.355 0.387 0.421 0.458 0.499 0.547 0.609 0.750

0.82 0.214 0.242 0.272 0.303 0.335 0.369 0.406 0.447 0.495 0.555 0.6980.84 0.162 0.190 0.220 0.251 0.283 0.317 0.354 0.395 0.443 0.503 0.646

0.86 0.109 0.137 0.167 0.198 0.230 0.264 0.301 0.342 0.390 0.450 0.59

0.88 0.056 0.084 0.114 0.145 0.177 0.211 0.248 0.289 0.337 0.397 0.540

0.90 0.000 0.028 0.058 0.089 0.121 0.155 0.192 0.233 0.281 0.341 0.484

0.92 0.000 0.031 0.063 0.097 0.134 0.175 0.223 0.283 0.426

0.94 0.000 0.034 0.071 0.12 0.160 0.220 0.363

0.96 0.000 0.041 0.089 0.149 0.292

0.98 0.000 0.060 0.203



102

Tabla 2.34 Valores normalizados para reactoresImpedancia

(ohms)Voltaje del sistema

(kv)Corriente nom

(amperes)0.10 2.4 100

0.0125 4.16 1250.016 7.2 160

0.020 12.0 2000.025 13.2 2500.031 14.4 3150.040 23.0 4000.050 27.6 5000.063 34.5 6300.080 46.0 8000.100 69.0 10000.125 115.0 12500.160 138.0 16000.200 161.0 20000.250 230.0 25000.315 31500.400 40000.500 50000.630 63000.800 8000

Notas:1.- Los valores de todas las columnas pueden interrelacionarse2.- Para valores diferentes a los de esta tabla consultar al fabricante

Tabla 2.35 Rangos de la relación x/r para sistemas equivalentes eninstalaciones típicas

TIPO DE CIRCUITO RANGO

1 Máquina síncronas conectadas directamente al bus o através de reactores 40-120

2 IDEM al anterior pero a través de transformadores de100 MVA y mayores 40-60

3 IDEM al anterior pero a través de transformadores de25 a100 MVA 30-50

4 IDEM al anterior pero a través de transformadores de100 MVA ó más dode el trasformador aporta el 90 % ómás de el total de la impedancia equivalente a el puntode falla 15-40

5 IDEM al anterior pero a través de transformadores de

10 a 100 MVA 15-406 Máquinas sincronas remotas conectadas a través de

otros tipos de circuitos, como son trasformadores de 10MVA ó menores, líneas de transmisión, fuentes dedistribución etc

150menos

Referencia: ANSI C57-16



103

2.8. FIGURAS

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

N

N

N

T

T

T

N T

N T

N T

3X

NEUTRO AISLADO

NEUTRO SÓLIDAMENTECONECTADO A TIERRA

NEUTRO CONECTADO ATIERRA A TRAVÉS DEREACTANCIA O RESISTENCIA

GENERADORES

CONEXIÓN A TIERRA

DEL NEUTRO DIAGRAMA DE SECUENCIA

CERO

Figura 2.1 Diagramas de secuencia cero para generadores



104

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

( TIERRA )

P

N N

S

S

N

P

N

S

P

N N

S

P

N

S

P

N

S

P

Xn

S

P

P S T

S

P S

P N S

P NS

P S

P N S

P S

3 Xn

P S

P T

oS

( TIERRA )

( TIERRA )

Figura 2.2 Diagrama de secuencia cero para transformadores



105

100

80

60

50

40

30

20

10

8

6

5

4

3

2

1

. 8

. 6

. 3

. 2

. 1

10 8 6 4 2 1

1 C I C L O

- 0 . 0 1

6 7 S E G U N D

O S

2 C I C L O S

- 0 . 0 3 3 3

S E G U N D O S

4 C I C L O S

- 0 . 0 6

6 7 S E G U N D O S

8 C I C L O S

- 0 . 1 3 3 3

S E G U N D O S

1 6 C I C L O S

- 0 . 2 6

6 7 S E G U N D O S

3 0 C I C L O S

- 0 . 5 0 0 0

S E G U N D O S

6 0 C I C L

O S - 1 . 0 0 0 0 S E

G U N D

O S

1 0 0

C I C L O S

- 1 . 6 6 6 7 S E

G U N D

O S

C O R R I E N

T E

D E

C O R T O

C I R C U I T O

-

M I L E S

D E

A M P E R E S

CALI BRE DEL CONDUCTOR EN AWG/ MCM

1/ 0 2/ 0 3/ 0 4/ 0 250 500 1000


Figura 2.3 Corriente de corto ci rcuito permisibles para cables aislados conconductor de cobre



106

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) y etileno-propileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula:

10297

234

234

22

2 At

T

T

⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

= +

+

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥. log.

donde:1 : Corriente de corto circuito-amperesA : Área del conductor-circular milsT : Tiempo de corto circuito-segundosT1 : Temperatura máxima de operación-90 ºCT2 : Temperatura máxima de corto circuito -250ºC



107

100

80

60

50

40

30

20

10

8

6

5

4

3

2

1

. 8

. 6

. 3

. 2

. 1

1 C I C L O

- 0 . 0 1

6 7 S E G U N D O S

2 C I C L O S

- 0 . 0 3 3 3

S E G U N D O S

4 C I C L O S

- 0 . 0 6

6 7 S E G U N D O S

8 C I C L O S

- 0 . 1 3 3 3

S E G U N D O S

1 6 C

I C L O S

- 0 . 2 6

6 7 S E G U N D O S

3 0 C I C L O S

- 0 . 5 0 0 0

S E G U N D O S

6 0 C I C L O S

- 1 . 0 0 0 0 S E

G U N D

O S

1 0 0

C I C L O S

- 1 . 6 6 6 7 S E

G U N D

O S

C O R R I E N T

E

D E

C O R T O

C I R C U I T O -

M I L E S

D E

A M P E R E S

. 5

CALI BRE DEL CONDUCTOR EN AWG/ MCM

10 8 6 4 2 1/ 01 4/ 03/ 02/ 0 250 500 1000


Figura 2.4 Corriente de corto ci rcuito permisibles para cables con aislamientosa 90ºc y conductor de cobre



108

Conductor de cobre aislamiento de polietileno de cadena cruzada (KLP) y etileno -propileno (EPR) curvas basadas sobre la siguiente fórmula:

10297

234

234

22

2 At

T

T

⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

= +

+

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥. log.

donde:1 : Corriente de corto circuito-amperesA : Área del conductor-circular milsT : Tiempo de corto circuito-segundosT1 : Temperatura máxima de operación-90 ºCT2 : Temperatura máxma de corto circuito-150 ºC

100

90

80

70

60

300450600

900

720

51 10 50 100 1,000500 5,000

Caballos de potencia (C.P.)

Fac

tor

de

pot

encia

(%)

120

3,600 y 1,800 rpm


Figura 2.5 Curvas características para el factor de potencia de motores deinducc ión pol ifásicos, par normal y baja corriente de arranque



109

60

70

80

5

100

90

1 10 50 100 1,000500 5,000

Caballos de potencia (C.P.)

Factor

de

potencia

%

3,600 rpm sincrona

10,000

300

450

600720

9001,200

1,800

Referencia: información de fabricanteFigura 2.6 Curvas características para eficiencia de motores de inducción

polifásica, par normal y baja corriente de arranque



110

C A R G A

c Reactores ara sincronizar eneradores

C A R G A

a) Reactor de línea b) Reactores de alimentación

C A R G A

GG

G G G


Figura 2.7 Arreglos típicos de reactores



111

2.9. BIBLIOGRAFIA

Análisis y diseño de sistemas eléctricos (para plantas industriales)Irwin LazarEditorial Limusa

Fundamentos de instalaciones eléctricas de mediana y alta tensión.Gilberto Enrique HarperEditorial Limusa

Manual eléctrico conelecCuarta Edición, 1989

Manual técnico de cables de energía1ra. sección cables y accesorios

IEEE std-141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrialplants (red book)

IEEE std-242-1986 Protection and coordination of iindustrial and comercial powersystems (buff book)

Catálogo Condumex de cables para construcción y baja tensión

Manual técnico de cables de energía4ta parte de sección cables y accesorios

Memorias de los ciclos conferencias sobre instalaciones eléctricas de baja tensión,Condumex

Catálogo de conductores Monterrey de cables de energía de 5 a 115 Kv

Normas C.F.E. para conductores eléctricos

NOM-001-SEMP-1994 relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso dela energía eléctrica

Corrección del factor de portencia por capacitores ABB Cat. BJ90-01JP

Motor Application and Maintance HandbookRoger W. SmeatonMc Graw-Hill Book Company



112

Industrial Systems HandbookBeemanMc Graw-Hill Book Company

Standard handbook for Electrical Engineers

Fink and CarrollMc Graw-Hill Book Company

Starting of Large Motors-Methods and EconomicsJoseph Neveslsteen and Humberto AragónIEEE Transactions on Industry Aplication

Boletines TécnicosGroupe Schneider

Requirements, terminology and test code for currentlimiting reactorsANSI C57.16-1971

ReactorsIEC 239

Reactores limitadores de corrientePublicación industrias I.E.M, S.A. de C.V.



CONTENIDO

3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS..................................................................... 114

3.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 114

3.2. TIPOS DE CANALIZACIONES ........................................................................ 114 3.2.1. Por su construcción....................................................................................... 114 3.2.2. Por su instalación .......................................................................................... 115

3.3. FACTOR DE RELLENO................................................................................... 115 3.3.1. Tubería.......................................................................................................... 115 3.3.2. Charolas........................................................................................................ 115 3.3.3. Ducto metálico............................................................................................... 116

3.4. BANCO DE TUBERÍAS.................................................................................... 116 3.4.1. Número de tuberías....................................................................................... 116 3.4.2. Separación mínima entre tuberías ................................................................ 116

3.4.3. Soportería...................................................................................................... 116 3.4.4. Profundidad ................................................................................................... 116

3.5. REGISTROS ELÉCTRICOS ............................................................................ 117

3.6. EJEMPLOS DE APLICACIÓN.......................................................................... 117 3.6.1. Tubería.......................................................................................................... 117 3.6.2. Charolas........................................................................................................ 118 3.6.3. Ductos 118

3.7. TABLAS Y FIGURAS ....................................................................................... 119

3.8. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 122



3. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS

3.1. INTRODUCCIÓN

La finalidad de este capítulo es la de proporcionar los elementos necesarios para laselección de las canalizaciones eléctricas adecuadas y necesarias para unainstalación eléctrica, conforme a las condiciones impuestas por el proyecto.

3.2. TIPOS DE CANALIZACIONESExisten diferentes tipos de canalizaciones, las cuales se clasifican dependiendo desu construcción y su instalación.

3.2.1. Por su construcción

a) Tubo conduit metálico rígido

Los tubos conduit metálicos pueden ser de aluminio, acero o aleaciones especiales,los tubos de acero a su vez se fabrican en los tipos pesado, semipesado y ligero,

distinguiéndose uno de otro por el espesor de la pared.Los tubos rígidos (metálicos) del tipo pesado y semipesado (para espesores detubería, ver normas NMX-B-208 y NMX-B-209) se pueden emplear en instalacionesvisibles u ocultas, ya sea embebido en concreto o embutido en mampostería encualquier tipo de edificios y bajo cualquier condición atmosférica. También se puedenusar directamente enterrados recubiertos externamente para satisfacer condicionesmás severas.

El tubo conduit metálico rígido ligero, (para espesores de tubería ver norma NMX-B-210) es permitido en instalaciones ocultas o visibles ya sea embebido en concreto o

embutido en mampostería en lugares de ambiente seco no expuestos a humedad oambiente corrosivo.

No se recomienda en lugares que durante su instalación o después de ésta, estéexpuesto a daño mecánico. También se debe usar directamente enterrado o enlugares húmedos o mojados, así como en lugares clasificados como peligrosos.

b) Charolas

También conocidas como soportería para cables, se fabrican de acero galvanizado yaluminio, para lugares con un alto grado de corrosión se utiliza un material plástico,son fabricadas de tipo de canal ventilado y de escalera.

En las charolas se pueden transportar cables de fuerza, alumbrado, control yseñalización; en los locales en que se instale este sistema no deben contenermateriales combustibles ni cantidades apreciables de polvos o sólidos suspendidosen el aire.

114



c) Ductos

Los ductos son otros medios de canalización de conductores eléctricos que se usansólo en las instalaciones eléctricas visibles debido a que no se pueden montarembutidos en pared o dentro de losas de concreto, se fabrican de canales de lámina

de acero de sección cuadrada o rectangular con tapas atornilladas y su aplicación seencuentra en instalaciones industriales y laboratorios.

Las canalizaciones metálicas deben ir puestas a tierra (artículo 250-33 de la NOM-001-SEMP-1994).

3.2.2. Por su instalación

Las canalizaciones se clasifican en:

Visibles

Las instalaciones visibles son aquellas que se encuentran expuestas a lascondiciones que imperan en el medio ambiente. Se pueden utilizar para estasinstalaciones, el tubo conduit metálico pesado, semipesado, ligero (éste último nopuede ser usado en lugares húmedos o donde pueda sufrir daño), las charolas y losductos.

Subterráneas

Las instalaciones subterráneas son las que por la necesidad del proyecto deben irbajo tierra, utilizando para ésto tubo conduit metálico pesado y semipesado quepueden ir en banco de tuberías construido de concreto.

3.3. FACTOR DE RELLENO

3.3.1. Tubería

El área de la sección transversal interior de la tubería, que puede ser ocupada por losconductores debe ser igual o menor a la especificada en la norma relativa ainstalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica, indicados en latabla 3.1.

3.3.2. Charo las

Cuando todos los cables son de sección transversal de 107.2 mm2 (4/0 AWG) ymayores, la suma de los diámetros de los cables no debe exceder del 90% del anchode la charola y los cables deben instalarse en una sola capa. Ésto es cuando lacharola es de tipo fondo sólido, cuando es del tipo escalera, la suma de los diámetrosde los cables no debe exceder el ancho de la charola (artículo 318-9 de la NOM-001-SEMP-1994).

Cuando se tenga cable de sección transversal menores de 107.2 mm2 (4/0 AWG) ocombinaciones de cables de diferentes secciones transversales con cables de 107.2mm2 (4/0 AWG), dependiendo del tipo se puede calcular conforme a la tabla 3.2.

115



3.3.3. Ducto metálico

La suma de las áreas de las secciones transversales de los conductores contenidosen cualquier sección transversal de un ducto, no debe ser mayor del 20% de lasección transversal de dicho ducto. Se puede contener en el ducto 30 conductores,como máximo siempre que la suma de las áreas no exceda el 20% del área

transversal del ducto (artículo 362-5 de la NOM-001-SEMP-1994).

3.4. BANCO DE TUBERÍAS

En instalación subterránea generalmente se utilizan bancos de tuberías para protegera las tuberías de cualquier agente extraño.

Generalmente, se componen de tubería conduit metálico tipo pesado, semipesado ytubo de PVC.

3.4.1. Número de tuberías

Existen muchas variantes en los arreglos de bancos de ductos, siendo éstos de 20 y

12 tuberías como máximo utilizando diámetros de tubería desde el 19mm ∅ hasta101mm ∅ como máximo.

En los bancos de ductos, se debe dejar como mínimo el 30% de tubos futuros delmismo diámetro que los tubos de diámetro mayor utilizados en el banco.

3.4.2. Separación mínima entre tuberías

La separación mínima entre tuberías en un banco de tuberías se muestra en la tabla3.3.

3.4.3. Soportería

El tubo conduit debe asegurarse al menos cada 3 m, además de sujetarse comomínimo cada 91 cm de cada registro de salida, de empalme, dispositivo, gabinete,cajas de registro o cualquier otra derivación del tubo metálico. Se permite que estasujeción se realice hasta 1.5 m, donde los elementos de la estructura no permitanque se efectúe a los 91 cm (artículo 346-12 de la NOM-001-SEMP-1994).

En la construcción del banco de tuberías deben colocarse varillas verticales yhorizontales que sirvan de soporte a las tuberías, amarrándolas a éstas con alambrepara evitar que puedan moverse observar figura 3.1.

3.4.4. ProfundidadLa tabla 3.4 indica la profundidad mínima a la que deben instalarse los bancos deductos, siempre que se cumplan los requisitos de instalación.

Cuando se instalen cables para diferentes tensiones en un mismo banco de tuberías,los cables de mayor tensión deben estar a mayor profundidad.

Las canalizaciones subterráneas no deben instalarse directamente abajo de

116



cimentaciones de edificios o de tanques de almacenamiento. Cuando ésto no seaposible, la estructura del banco de ductos debe diseñarse para prevenir la aplicaciónde cargas perjudiciales sobre los cables (artículo 2302-2 de la NOM-001-SEMP-1994).

La separación mínima entre bancos de ductos y entre ellos y otras estructuras seindica en la tabla 3.5.

3.5. REGISTROS ELÉCTRICOSLa localización de los registros, pozos y bóvedas debe ser tal que su acceso desde elexterior, quede libre y sin interferir con otras instalaciones (artículo 2302-10 de laNOM-001-SEMP-1994).

Las paredes interiores de los registros deben dejar un espacio libre cuando menosigual al que deja su tapa de acceso, y su altura debe ser tal que permita a unapersona trabajar desde el exterior o parcialmente introducida en ellos (artículo 2302-

12, de la NOM-001-SEMP-1994).

No deben instalarse cables eléctricos y de comunicación dentro de un mismoregistro, cuando ésto no sea posible cumplir se deben de tomar las debidasprecauciones (artículo 2303-9 de la NOM-001-SEMP-1994).

El número de registros necesarios depende de la trayectoria y longitud de losconductores que se instalen, la separación máxima entre registros no debe excederde 60 m, esta separación podrá ser modificada de acuerdo a las necesidades delproyecto.

Todos los conductores deben ser contínuos, sin empalmes dentro de las tuberías.3.6. EJEMPLOS DE APLICACIÓN

3.6.1. Tubería

La instalación deberá ser en tubería conduit metálica y llevar un conductor portubería, por lo tanto según la norma NOM-001-SEMP-1994 éste deberá cubrir unárea máxima de 53% del área de la tubería.

El área del conductor es de 70mm2 y el diámetro del cable con aislamiento de 31.90mm.El área del alimentador será (A(t)):

22

mm799.23=4

(31.9) A(t) π

=

Se calculará el área de la tubería:2mm1507.98=

53

100x799.23 =

)( U

117



Con el valor anterior obtendremos el diámetro de la tubería:

mm43.81=4(1507.98)

=)(π

TUBd

Por lo tanto el diámetro de la tubería será 50.8 mm (2")

3.6.2. Charo las

Se instalarán 2 conductores de alimentación por fase, por lo tanto existirán 6 cablessobre la charola, siendo cada uno de un calibre de 350 MCM, el cual tiene undiámetro exterior de 42.6 mm. A continuación calcularemos el diámetro total de los 6conductores:

sd = 42.6 mm x 6 = 255.6 mm

Siendo 25.56 cm

Aplicando el artículo 318-9 de la NOM-001-SEMP-1994

Se elegirá una charola de 30 cm de ancho como mínimo, ya se trate de fondo sólidoó de tipo escalera, justificando lo anterior con lo siguiente:

cm28.4=90

100xcm25.56 =

90

100xsd =

escalera)(tipo

charolade Ancho

El ancho de charola comercial más próximo es de 30 cm; ancho que satisface elvalor de charola con fondo sólido (25.56 cm) y tipo escalera (28.4 cm)

3.6.3. Ductos

Utilizaremos el problema anterior, pero ahora llevando los 6 conductores en ductocuadrado, si el área de un conductor es de 1425 mm2 con todo el aislamiento,calcularemos el área total de los 6 conductores.

2222

mm1425=4

mm)(42.6 =

4

mm)(42.6 =

4

D =

π π π

A

A(t) = (1425 mm2) 6 = 8550mm2

Obtendremos ahora el área del ducto

2

2

)( mm42750=20

100x)mm(8550 = DUCTO A

A continuación obtendremos las medidas del ducto cuadrado

)(8"mm203 mm206=mm42750=M 2

(DUCTO) ≈

Por lo tanto utilizaremos un ducto de 203x203mm para los 6 conductores

118



3.7. TABLAS Y FIGURAS

Figura 3.1 Esquema representativo de un banco de tuberías

V

105050 Dm3

100 Dm

H

10

Dm2

Dm1

3

50

Dm2

50

Dm3

100

2

1

donde:

Dm :Diámetro mayor1 :Concreto2 :Varilla3 :Tubería

Acot. en mm*La distancia horizontal (H) debe ser mayor que la distancia vertical (V)

Tabla 3.1 Porcentajes de relleno de conductores para tubos metálicos otuberías de p v c

Número de

Conductores 1 2 más de 2

Todos los tipos de

Conductores(%) 53 30 40

(Referencia: nom-001-semp-1994)

119



Tabla 3.2 Ocupación máxima permisible para cables multiconductores de 0 a2000 v en charolas tipo escalera, canal ventilado o fondo sólido

OCUPACIÓN MÁXIMA PERMISIBLE EN cm2

TIPO ESCALERA O CANAL VENTILADO CHAROLA DE FONDO SÓLIDO

Ancho interior de

la

charola

cm

Área máxima

cm2

Cálculo

área máxima

cm2

Área máxima

cm2

Cálculo

área máxima

cm2

15 45 45-(1.2Sd) 35 35-(2.5Sd)

30 90 90-(1.2Sd) 70 70-(2.5Sd)

45 135 135-(1.2Sd) 106 106-(2.5Sd)

60 180 180-(1.2Sd) 142 142-(2.5Sd)

75 225 225-(1.2Sd) 177 177-(2.5Sd)

90 270 270-(1.2Sd) 213 213-(2.5Sd)

(Referencia: nom-001-semp-1994)

Tabla 3.3 separación mínima entre tuberías conduit en mm

Diámetro Distancia

Tubo Diámetro nominal de la tubería del centro

(mm) del tubo al

19 25 38 51 76 102 paño ext.

ducto

19 100 100 100 100 120 120 100

25 100 100 100 100 120 120 100

38 100 100 100 100 120 150 100

51 100 100 100 100 120 150 100

76 120 120 120 120 150 160 120

102 120 120 150 150 160 180 150

(Referencia:norma pemex no. 2.225.01)

120



Tabla 3.4 Profundidad mínima de los ductos o banco de tuberías

LocalizaciónProfundidad Mínima

m

En lugares no transitados por vehículos 0.3En lugares transitados por vehículos 0.5

Bajo carreteras 1.0

Bajo la base inferior de rieles en vías de

ferrocarril ubicadas en calles pavimentadas0.9

Bajo la base inferior de rieles en vías de

ferrocarril ubicadas en calles o caminos no

pavimentados

1.27

(Referencia: artículo 2302-3 de la nom-001-semp-1994)

Tabla 3.5 Separación entre bancos de ductos con respecto a otras estructurassubterráneas

Medio separador Separación mínima

Tierra compactada 0.30

Tabique 0.10

Concreto 0.05

(Referencia: artículo 2302-4 de la nom-001-semp-1994)

121



3.8. BIBLIOGRAFÍA

NORMASNOM-001-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y usode la energía eléctrica

NORMA No.2.225.01 Canalizaciones eléctricas y telefónicas subterráneas”(PEMEX)

NORMA.No.3.346.01 Construcción de canalizaciones eléctricas subterráneas(PEMEX)

Estándares de ingeniería

IMP-No. A 0.500.00 Canalizaciones Subterráneas y aéreas hasta 600 volts

Manual Técnico de Cables de Energía1a. parte: Selección de Cables y AccesoriosCondumex

Manual de procedimientos de ingeniería de diseñoPEMEX Subdirección de Proyecto y Construcción de ObrasGerencia de Ingeniería de Proyecto 1990

122



CONTENIDO

4. PROTECCIONES................................................................................................124

4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................124

4.2. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE.........................125 4.2.1. Fusibles.........................................................................................................125 4.2.2. Interruptores ..................................................................................................126 4.2.3. Relevadores ..................................................................................................128

4.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ................................................129

4.3.1. Transformadores de corriente .......................................................................129 4.3.2. Transformadores de potencial.......................................................................133

4.4. PROTECCIÓN DE EQUIPO.............................................................................134

4.4.1. Protección de transformadores .....................................................................134 4.4.2. Protección de motores...................................................................................135

4.4.3. Protección de alimentadores.........................................................................137 4.5. COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DESOBRECORRIENTE...............................................................................................137 4.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes

........................................................................................................................137 4.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente .....138 4.5.3. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente .........................139

4.6. TABLAS............................................................................................................144

4.7. DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN.....................................................................150

4.8. CURVAS Y GRÁFICAS....................................................................................156

4.9. EJEMPLO DE APLICACIÓN............................................................................168

4.10. BIBLIOGRAFÍA ..............................................................................................180



124

4. PROTECCIONES

4.1. INTRODUCCIÓN

El objetivo de la protección y coordinación de un sistema eléctrico de potencia es:

Prevenir daños al personalMinimizar el daño a los componentes del sistemaLimitar la duración y propagación de la interrupción del servicio durante la falla de unequipo, error humano o condiciones naturales adversas que ocurran en alguna partedel sistema

La prevención del perjuicio humano es el objetivo más importante de la protección delsistema eléctrico. Los dispositivos de interrupción deberán tener una capacidadinterruptiva adecuada y las partes energizadas deberán estar lo suficientementeaisladas para que no expongan al personal a explosiones, fuego, arqueo o chocks.La suridad tiene prioridad sobre la continuidad de servicio, daño al equipo oeconomía.

Si se está minimizando el riesgo de daño al equipo o preservando la continuidad deservicio, el objetivo más importante depende de la filosofía de operación de la planta.En industrias donde el proceso no es tan crítico, se tiene en mente desenergizar elequipo fallado, en cuanto la falla es detectada.

No debe ignorarse el costo de la protección del sistema, ya que de este dependeráen gran medida, el grado de protección del sistema. Se podrán agregarcaracterísticas de protección al sistema para mejorar su funcionamiento, confiabilidady flexibilidad incrementando el costo inicial.

Para lograr, en los sistemas eléctricos industriales de potencia, un compromisoequilibrado entre la protección y la coordinación, utilizaremos dispositivos deprotección tales como:

Fusibles de potencia limitadores de corriente en alta tensiónInterruptores de potencia en vacíoInterruptores de potencia en hexafloruro de azufre SF6 Interruptores electromagnéticos (interruptores de potencia en baja tensión)Interruptores termomagnéticos (interruptores en caja moldeada)Relevadores

En el diseño de la protección de los sistemas eléctricos de potencia, se debeminimizar los efectos de las anormalidades que ocurran en el sistema mismo o elequipo de utilización que alimenta, de tal forma que:

a) Se aísle rápidamente la porción afectada del sistema, para que de esa manera semantenga el servicio normal y se minimice el daño a la porción afectada.



125

b) Disminuya la magnitud de la corriente de corto circuito y así minimizar el daño alos componentes y equipo de utilización del sistema.

c) Se proporcionen circuitos alternos, para mejorar y garantizar la continuidad deservicio del sistema eléctrico.

Las principales anormalidades contra las que se protege un sistema eléctrico, son loscortos circuitos y las sobrecargas. Las causas que originan los cortos circuitos son:

Fallas de aislamientoDaño mecánico en el equipo de distribución de energía eléctricaFallas en el equipo de utilización, como resultado de sobrecargas

Los circuitos pueden llegar a ser sobrecargados simplemente conectando equipos demayor capacidad a la del circuito o conectando al circuito, exceso de equipos. Lascausas que provocan sobrecargas son:

Arranques de motores muy frecuentesPeríodos de aceleración demasiados largosVentilación obstruida

Los cortos circuitos pueden ocurrir; entre dos fases, entre tres fases o entre una omás fases y tierra con baja impedancia y/o alta impedancia. Para una descripciónmás amplia del corto circuito, consulte el capítulo 2 de este manual.

4.2. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTEPara aislar los cortos circuitos y sobrecargas, se requiere de la aplicación de equipo

de protección, que sensará el flujo de corrientes anormales y separará la porciónafectada del sistema en operación.

En algunos tipos de protección, el dispositivo sensor y el dispositivo interruptor sonindependientes e interconectados a través de alambrado de control. En otros tipos deprotección, los dispositivos sensores e interruptores están acoplados de tal forma quefuncionan como un solo dispositivo. Los tipos de protección más utilizados en lossistemas eléctricos industriales de potencia, son: fusibles alta y baja tensión,interruptores alta y baja tensión, y relevadores.

4.2.1. Fusibles

El fusible, es un dispositivo interruptor y sensor a la vez. Se conecta en serie con elcircuito y responde a los efectos térmicos producidos por el flujo de corrientes através de él. Su elemento fusible es diseñado para abrir a un tiempo determinado,dependiendo de la cantidad de corriente que fluye.

Los fusibles limitadores de corriente, en el rango de 2.4 a 34.5 kV, son muy utilizadosen sistemas industriales. Debido a la alta velocidad de respuesta a las corrientes decorto circuito, tienen la habilidad de cortar la corriente antes de que se alcance el



126

valor máximo de corto circuito. Las Gráficas 4.1 y 4.2 muestran las curvascaracterísticas tiempo-corriente y la gráfica de corrientes de paso para fusibleslimitadores de corriente.

Los fusibles limitadores de corriente de alta tensión y alta capacidad interruptiva se

utilizan principalmente, para la protección contra corto circuito de:TransformadoresMotores (combinación arrancador-fusible)

Para seleccionar el fusible como protección de transformadores o motores de altatensión, es necesario consultar las curvas características de fusión, además deconocer los siguientes datos:

Tensión de operaciónCorriente nominalCorriente máxima normal

Para la protección del transformador, utilice adicionalmente la Tabla 4.1 de selecciónde fusibles.

4.2.2. Interruptores

Los interruptores en alta tensión, son dispositivos de interrupción únicamente y sonutilizados en conjunto con relevadores, para cumplir con la función de detección defallas. Esta combinación normalmente es utilizada para proporcionar proteccióncontra corrientes de corto circuito y sobrecargas en:

TransformadoresMotoresAlimentadoresBuses

Los interruptores de potencia en vacío son utilizados en el rango de 2.4 a 34.5 kV,con altas capacidades interruptivas. (Para consulta de datos técnicos tales como:corriente nominal, capacidad de corto circuito máxima, voltaje de operación, nivel deaislamiento, ver el capítulo 3 de selección de equipo eléctrico).

Para la protección con interruptores de bajo voltaje (menores de 1000 V.c.a. ó 600

V.c.d.), normalmente se utilizan:Interruptores termomagnéticosInterruptores electromagnéticos

Los interruptores termomagnéticos son utilizados para protección de corrientes decorto circuito y corrientes de sobrecargas a través de la unidad magnética y unidadtérmica respectivamente. Son adecuados para proteger:



127

Motores (combinación arrancador-interruptor termomagnético)Circuitos derivadosAlimentadores principales (donde la corriente no exceda de 800 A)Transformadores lado secundario, baja tensión

La unidad magnética del interruptor es ajustable, mientras que la unidad térmica esfija. El interruptor puede contener cualquiera de sus unidades o ambas. La figura 4.2,muestra características de un interruptor termomagnético, la tabla 4.5 "Capacidadinterruptiva", muestra los datos de fabricante para una familia de interruptorestermomagnéticos. Para una aplicación particular consultar información del fabricantede interruptores termomagnéticos.

Los interruptores electromagnéticos son dispositivos de protección de estado sólido.Son utilizados en la protección contra corrientes de corto circuito y sobrecargas, suuso es recomendable en:

Alimentadores principales de centros de control de motoresLado de baja tensión de transformadores de distribuciónBuses (protección de enlace)

La flexibilidad de operación del interruptor electromagnético depende de lossiguientes ajustes:

ACRL Ajuste de corriente de retardo largoATRL Ajuste en tiempo de retardo largoACRC Ajuste de corriente de retardo cortoATRC Ajuste en tiempo de retardo cortoACI Ajuste de corriente instantáneaACyT Ajuste de corriente y tiempo de falla a tierra

Los rangos de ajuste de un interruptor tipo DS, se muestran en las tablas delfabricante.

La curva tiempo-corriente de los interruptores electromagnéticos son muysemejantes a las curvas tiempo corriente de los interruptores termomagnéticos yfusibles. Esto hace más práctica la coordinación de dispositivos de protección encascada. En general los interruptores de bajo voltaje:

a) Combinan los medios de desconexión y de detección de fallas en una sola unidadcompacta.

b) No tienen partes energizadas (vivas) expuestas.

c) Son unidades que se pueden restaurar, después de aislar una falla, sin reemplazarninguna de sus partes.

d) Tienen rangos de alta capacidad de corto circuito.



128

e) Proporcionan desconexión simultánea de las fases del circuito fallado.

4.2.3. Relevadores

Los relevadores de protección más comúnmente usados son los relevadores desobrecorriente instantáneos y con retardo de tiempo. Son utilizados como protección

principal y de respaldo. Los relevadores instantáneos proporcionan altas velocidadesde disparo, de 0.5 a 2 ciclos.

Los relevadores de sobrecorriente instantáneos (50) de estado sólido proporcionanrespuesta más rápida que los relevadores electromagnéticos. Los relevadores desobrecorriente con retardo de tiempo (51) de estado sólido, al igual que losrelevadores electromagnéticos con retardo de tiempo (51), tienen dos ajustes:

TAP de corriente pick-upTIME DIAL (palanca de tiempo)

La corriente pick-up es determinada por una serie de TAP´s discretos para diversosrangos de corriente. Lo que permite el desplazamiento de la curva característicatiempo-corriente del relevador, hacia la izquierda o derecha sobre el eje de corriente.El ajuste del time dial permite el desplazamiento de la curva tiempo-corriente haciaarriba o hacia abajo sobre el eje de tiempo, es decir controla el tiempo necesariopara que el relevador cierre sus contactos.

El relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo (51) tiene la característica detiempo inverso. Esto significa, que el relevador opera lentamente a valores pequeñosde corriente, pero cuando la corriente se incrementa, el tiempo de operación decrece.

El comportamiento de operación de tiempo inverso del revelador, se muestra en lagráfica 4.11, la tabla 4.3 muestra algunos valores típicos de TAP. Para una aplicaciónen particular, consulte información específica de fabricante de relevadores.

Los relevadores más utilizados, en los sistemas eléctricos de potencia en plantasindustriales y clasificados por ANSI son los siguientes:

27

Relevador de bajo voltaje

46

Relevador de corriente de balance de fases

47 Relevador de voltaje de secuencia de fases

49 Relevador térmico (sobrecarga térmica)

50

Relevador de sobrecorriente instantáneo

50G

Relevador de sobrecorriente instantánea de falla a tierra

51

Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo

51G

Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo de falla a tierra



129

63

Relevador de presión de fluido

67

Relevador direccional de sobrecorriente

86

Relevador auxiliar de bloqueo

87

Relevador de sobrecorriente diferencial

4.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS

4.3.1. Transformadores de corr iente

Un transformador de corriente (TC) transforma la corriente de línea en valoresadecuados para relevadores de protección estándar. Los TC´s tienen dosdevanados, designados como primario y secundario. El devanado primario esconectado en serie con el circuito que lleva la corriente de línea y el devanadosecundario está conectado a los dispositivos de protección y de medición. Eldevanado secundario suministra una corriente en proporción directa y a una relación

fija de la corriente del primario.El funcionamiento de los relevadores depende de la exactitud de transformación delos TC´s, no solo con corrientes nominales sino también con corrientes de falla.Cuando fluyen altas sobrecorrientes la exactitud del TC depende de la sección delnúcleo y el número de vueltas en el devanado secundario. A mayor sección delnúcleo se genera mayor flujo magnético, evitando la saturación del TC. Cuando el TCestá operando en estado de saturación el error de relación se incrementarápidamente.

El Burden es la carga conectada a las terminales del secundario del TC y esexpresada en Volt-Amperes (VA) y factor de potencia a un valor específico decorriente o como la impedancia total (Z) en ohms, con su componente resistiva ycomponente reactiva.

ANSI/IEEE C57.13-1978 designa las clases de exactitud, con el uso de las letras C oT y un número de clasificación. "C" significa que el % de error de relación puede sercalculado y "T" significa que él ha sido determinado por prueba. El número declasificación indica, el voltaje en las terminales del secundario que el TC entregará aun Burden de 20 veces la corriente normal del secundario, sin exceder el 10% deerror de relación.

Por ejemplo, un transformador con una clase de exactitud de C 200 significa que:

a) El % de error de relación puede ser calculado.

b) Este no excede al 10% en corrientes de 1 a 20 veces la corriente delsecundario(5A) a un burden de 2 ohms.



130

200 = 20 IZ ;I

Z = =20020

200100

; Z = 2 Ω

En circuitos trifásicos los TC´s son conectados en; estrella, delta abierta y delta. Lafigura 4.1 muestra conexiones típicas de los TC´s.

El criterio para la selección de la relación de los transformadores de corriente, es elsiguiente:

a) La corriente en el primario deberá ser igual o mayor a la corriente del circuitodonde está conectado el TC.

b) Determine la corriente máxima que circulará en el secundario del TC.

c) Determine el burden en las terminales de secundario del TC.

d) Calcule la impedancia total y los Volt-Amperes del circuito, en el secundario delTC.

e) Determine el voltaje, en las terminales del secundario del TC.

f) Utilice las curvas voltaje-corriente de excitación, proporcionadas por el fabricantede los transformadores de corriente (TC), para la relación seleccionada y determineel porciento de error de relación.

g) Si el porciento de error de relación (%e) es menor al 10% el transformador decorriente (TC) seleccionado, es adecuado para operar el burden requerido sin llegar

a saturarse y por lo tanto, sin distorsionar el valor de corriente en las terminales delsecundario. De otra manera disminuya el burden ó seleccione el valor inmediatosuperior de relación del TC y repita el procedimiento desde el paso (e).

Con el propósito de ilustrar la selección de los transformadores de corriente (TC´s),resolveremos el siguiente ejemplo:

Considere un transformador de corriente (TC), con un rango de relación de 600/5A,tipo bushing de multiple relación.

El TC es conectado al circuito para una relación de 600/5 A. El burden en elsecundario del TC, está compuesto de los siguientes dispositivos:

1) Un relevador de sobrecarga con rango de 4-12 A y un burden de 2.38 VA, factorde potencia 0.375 a 4 A, 146 VA a un factor de potencia de 0.61 a 40 A.

2) Un relevador de sobrecorriente instantáneo, con rango de 10-40 A, tiene unburden de 4.5 VA a 10 A tiene una potencia de 40 VA con un ajuste de 40 A a 0.20de factor de potencia (FP).



131

3) Un watthorímetro con un burden de 0.77 W a 5 A y FP = 0.54 a 8 veces lacorriente de 5 A, tiene un FP = 0.94.

4) Un ampérmetro con un burden de 1.04 VA a 5 A y FP = 0.95.

5) El conductor del 10 AWG, tiene una impedancia Z = 0.08 ohms, FP = 1.0.6) El TC tiene una resistencia de 0.298 ohms a 25ºC.

Para resolver el ejemplo, se pide que:

a) Determine el burden total en las terminales del secundario del TC.

b) Determine el voltaje necesario para el burden total.

c) Determine la corriente de excitación en las terminales del secundariodel TC.

d) Calcule el porciento de error de relación, % e.

e) El transformador de corriente (TC) seleccionado, ¿es adecuado?, diga porque.

Solucióna) Calculamos la impedancia total Z y los volt-amperes, de los dispositivos queintegran el burden, como sigue:

Si consideramos el mayor ajuste de corrriente de los dispositivos del burden, seobserva que el mayor ajuste, es el del relevador instantáneo con 40 amperes,entonces:

Para el relevador de sobrecarga se tiene 146 VA, 40 A, FP=0.61:

Ω==⇒= 0.091(40)146

IVA

=ZZIVA 222 (4.1)

o52.4=(0.61)cosarc=(FP) cosarc=θ

Ω=∠=∠ 0.0721 J+0.055552.40.091Z oθ

Para el relevador de sobrecorriente instantáneo se tiene, 40 VA, 40 A,FP = 0.20

Ω== 0.025(40)40

Z 2

arc cos (θ = 0.20) = 78.5o



132

Z∠θ = ∠ =0.025 78.5 0.005 + j 0.0245 Ω

Para el watthorimetro se tiene 0.77 W, 5A, FP = 0.54

1.43

0.54

0.77

FP

W=VA ==

Z = =1 .43

(5)0.0572

θ = arc cos (0.54) = 57.3o

Z 0.057 57.3 0.031 + j 0.048∠θ = ∠ =o

Ω

A una corriente de 40 A, el factor de potencia es FP=0.94, entonces:

Z = = =RFP

0.0310.94

0.033 Ω

θ = arc cos (0.94) =19.95o

Z∠θ = ∠ =0.033 19.95 0.031 + j0.011oΩ

VA = = =I Z (40) (0.033) 52.8 VA2 2

Para el ampermétro se tiene 1.04 VA, 5 A, FP = 0.95

Z 1.04(5) 0.0422= = Ω

arc cosθ = (0.95) =18.19o

Z 0.042 18.19 0.040 + j0.01∠θ = ∠ = Ω

A una corriente de 40 A, no hay saturación en este tipo de ampermetros. Así.

VA = =I Z (40) (0.042) = 67.2 VA2 2

Para el conductor 10 AWG se tiene 0.08 Ω, FP = 1.0 a una corriente de 40A.

VA I R (40) (0.08) = 1282 2= =

Para el transformador de corriente se tiene 0.298 Ω , FP = 1.0, a una corriente de 40A.

VA = R = (40) (0.298) = 476.82 2Ι



133

El burden total (Bt), en volt-amperes, es:

Bt=146+ 40 + 52.8 + 67.2 + 128 + 476.8 = 910.8 VA

El burden total (Zt) en ohms, es:

Zt= (0.0555 + j 0.0721) + (0.005 + j 0.0245) +(0.031 + j 0.011) +

(0.040 + j 0.013) + (0.08 + j 0.0) + (0.298 + j 0.0)

Zt= 0.5095 + j 0.1206 Ω = 0.524 ∠13.32o Ω

Z t

,t2 2

B

I

910.8

(40)0.5692= = = Ω

Z Zt

,

t=

b) El voltaje necesario, para producir una corriente de 40 amperes en el ladosecundario, a través del burden del inciso (a), es:

V t

,

t

,

IZ (40) (0.5692) = 22.77 V= =

V21.0=(0.524)(40)== tt IZV

c) Utilizando las curvas de excitación, TC elegido, la corriente de excitación Ie’ Iepara los valores de voltaje, Vt’ y Vt son:

Para V , I 0.032 Amperest e

,,

= .

Para V , I 0.0318 0.032 Amperes.t e = ≈

d) El porciento de error de relación, es:

% e =I

Ix100

0.03240

x100e

s=

% e = 0.08 %

e) El transformador de corriente de 600/5A seleccionado, es adecuado. Porque el %e, es mucho menor que el 10 %, es decir:0.08 % << 10 %

4.3.2. Transformadores de potencial

Un transformador de potencial (TP), es un transformador convencional con undevanado primario y un devanado secundario, con un núcleo en común. Lostransformadores de potencial son unidades monofásicas diseñadas y construidas



134

para que el voltaje en el secundario mantenga una relación fija con el voltajeprimario.

El voltaje primario requerido de un transformador de potencial, se determina con elvoltaje del sistema al cual es conectado.

La mayoría de los transformadores de potencial son diseñados para proporcionar 120V en las terminales del secundario, cuando el voltaje de placa es aplicado al primario.

Los transformadores de potencial, son capaces de operar de forma continua yexacta, cuando el voltaje aplicado a través del primario está dentro del ± 10% delvoltaje nominal primario.

La clasificación de exactitud estandard en el rango de 0.3 a 1.2, representa elporciento de error de relación. Burdens estandard para transformadores de potencialcon un voltaje secundario de 120 V, se muestran en la tabla 4.7.

El burden de un transformador de potencial, se da en volts-amperes (VA) y escalculado por simples sumas aritméticas de los volt-amperes (burdens) de losdispositivos conectados al secundario del transformador de potencial.

Si la suma está dentro del burden tipico, el TP se desempeñará satisfactoriamente,en el rango de voltajes desde 0% hasta 110% del voltaje de placa.

En los sistemas industriales, es común que los transformadores de potencial seanconectados en delta abierta o estrella. Particularmente para medición, los TP's seconectan en estrella.

4.4. PROTECCIÓN DE EQUIPO

4.4.1. Protección de transformadores

El tipo y alcance de la protección para transformadores, en sistemas de potenciaindustriales, obedece al compromiso entre la importancia misma del transformador yla sensitividad, velocidad, coordinación y costo del esquema de protección. Lamayoría de las aplicaciones de protección al transformador son cubiertas en lasiguiente guía práctica.

Normalmente el transformador es protegido contra:

Sobrecargas térmicassobrecorrientes de faseSobrecorrientes de fase a tierraSobrecorrientes de baja magnitud (sobrecarga)

La protección térmica dispositivo 49, es un dispositivo actuado térmicamente. Tieneswitches para control automático de equipo auxiliar de enfriamiento y para alarma poralta temperatura. El switch de alta temperatura será ajustado a una temperatura



135

mayor al valor de la temperatura de pérdidas de aislamiento acelerado. Los valoresde temperaturas de aislamientos, deberá obtenerse de información de fabricante detransformadores.

La protección térmica, para condiciones de sobrecarga de gran duración,

normalmente se obtiene de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo(dispositivo 51 en la figura 4.2. Los cuales deben operar antes de que el relevador 49responda.

El arreglo preferido para protección de transformadores de 7.5 MVA´s y mayores, semuestra en la figura 4.2. Los relevadores diferenciales dispositivo 87, son utilizadoscomo la protección básica. La sensitividad de la protección de falla a tierra esproporcionada por los dispositivos 50G y 51G. La protección de sobrecarga,protección de falla en BUS y protección de respaldo, es proporcionada con eldispositivo 51 en el lado secundario del transformador. La protección de respaldo decorto circuito en el primario se proporciona con el dispositivo 50/51. El revelador depresión súbita.

La figura 4.3 muestra el esquema de protecciones mínimas para transformadoresmenores a 7.5 MVA’s. La protección contra corto circuito, la proporciona el fusiblelimitador de corriente en el primario, la protección de sobrecorriente con retardo detiempo, la proporciona el relevador 51 y adicionalmente el relevador 49 protege altransformador contra sobrecargas térmicas.

Si el transformador es de baja capacidad o no es lo suficientemente importante en suaplicación, la protección mostrada en las figuras 4.4 y 4.5 es recomendada, comoprotección mínima de transformadores de distribución.

Dispositivo 63 montado en el transformador, proporciona detección de fallas en losdevanados, en transformadores en aceite aislante.

4.4.2. Protección de motores

La protección mínima recomendada para motor de tensión media se divide en 2grupos; para motores menores a 1500 CP y para motores de 1500 CP y mayores.

Para la protección de un motor de tensión media, se debe considerar:

La protección térmica:

SobrecargasDe rotor bloqueado

La protección contra fallas:

Tres fasesDe fase a fase



136

De una fase a tierraDe dos fases a tierra

Las condiciones de operación anormales:

Bajo voltajeDesbalance de corriente ó voltajeFases invertidasArranques repetitivos (rearranques)Pérdida de excitación

Motores de inducción menores de 1500 CP

En la figura 4.3 la protección de sobrecarga térmica, es proporcionada por eldispositivo 49. La protección a rotor bloqueado se proporciona con el relevador desobrecorriente, dispositivo 51, para detectar fallas se utilizan tres relevadores decorriente instantáneos, dispositivo 50 y para la protección de fallas a tierra, se utilizael relevador de sobrecorriente, dispositivo 50 G.

Las condiciones de bajo voltaje, desbalance de voltaje, y fases invertidas, las detectael relevador 27/47.

Los arrancadores repetitivos que ocurren en un breve período, desarrollan altastemperaturas en el estator. Esto se evita, utilizando relevadores temporizadores en elesquema de control.

Motores de inducción de 1500 CP y mayores

En la figura 4.7 la protección de sobrecarga térmica es proporcionada por elrelevador de temperatura dispositivo 49, el relevador monitorea la temperatura delestator por medio de detectores de temperatura de resistencias (RTD´s). Laprotección a rotor bloqueado, puede ser proporcionada con un relevador desobrecorriente, dispositivo 51, cuando el tiempo de rotor bloqueado excede el tiempode aceleración.

La protección principal para un motor grande, es proporcionada con el relevadordiferencial, dispositivo 87, el esquema diferencial utiliza un total de 6 transformadoresde corriente y 3 relevadores diferenciales. El desbalance de corriente en el circuitodel motor es detectado con el relevador 46.

Como protección contra bajo voltaje, rotación de fase invertida, se utiliza el relevador,dispositivo 27/47.

En adición a los dispositivos de protección básicos, indicados en las figuras 4.6 y 4.7el motor sincrono requiere protección para su circuito de campo. El relevadordispositivo 55, proporciona protección contra perdidas de corriente de excitación.



137

La figura 4.8 muestra una alternativa de protección de motores de inducción entensión media, utilizando fusibles limitadores de corriente para protección de cortocircuito, en combinación con el arrancador del motor, la protección de sobrecargatérmica, dispositivo 49 y la protección de falla a tierra la proporciona el relevador 50GS, la protección de sobrecarga de respaldo utiliza el relevador 51.

La figura 4.9 muestra la protección mínima para motores en baja tensión, elinterruptor termomagnético, proporciona protección contra corto circuito y contrasobrecarga, los elementos térmicos (OL´S) proporciona la protección de sobrecargatérmica.

4.4.3. Protección de alimentadores

Normalmente la mayoría de los sistemas industriales son alimentados por compañíassuministradoras de energía, a través de alimentadores. La mínima protección paraestos circuitos de alimentación consiste de los relevadores de sobrecorriente,dispositivos 50/51 para protección de otros circuitos y sobrecargas y del relevador 51

GS para proteger contra sobrecorrientes de fase a tierra. La figura 4.10 muestra elarreglo de protecciones mínimas de un alimentador.

Las protecciones mostradas en la figura 4.10 pueden ser sustituidas por uninterruptor electromagnético, para proporcionar protección de corto circuito,sobrecargas y protección de fase a tierra en alimentadores principales en bajatensión.

4.5. COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DESOBRECORRIENTE

4.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones desobrecorrientesCorrientes de corto circuito. Es necesario obtener para cada bus local, del sistemaeléctrico en estudio, las siguientes corrientes de corto circuito:

La corriente de corto circuito momentáneamente (primer ciclo)La corriente de corto circuito interruptiva (de 5 ciclos a 2 sundos)La corriente de falla a tierra

Las corrientes momentáneas son usadas para seleccionar y/o ajustar las unidadesde disparo instantáneas. Las corrientes interruptivas, nos permiten establecer elintervalo de coordinación y la sensitividad de la protección para el desarrollo delmétodo de corto circuito, referirse al capítulo 2.

Intervalos de tiempo. Cuando se trazan las curvas tiempo-corriente, en el estudio decoordinación ciertos intervalos de tiempo se deben mantener entre los dispositivos deprotección para asurar una correcta operación secuencial de los dispositivos. Estosintervalos se requieren porque:



138

Los relevadores tienen sobrecarreraLos fusibles tienen tolerancias de operaciónLos interruptores tienen velocidades de operación

Estos intervalos de tiempo son llamados márgenes. Cuando se están coordinando

relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, el margen usualmente es de 0.3 -0.4 s. Este intervalo es medido entre relevadores en serie, en el ajuste instantáneo ócorriente de corto circuito que puede fluir a través de ambos dispositivossimultáneamente.

El intervalo consiste de los componentes siguientes:Tiempo de apertura del interruptor (5 ciclos) 0.8 sSobrecarrera del relevador 0.10 sFactor de suridad (errores de ajuste, saturación del TC) 0.22 s

Un margen de 0.355 s. es ampliamente usado en sistemas que emplean relevadoresde sobrecorriente de tiempo muy inverso y extremadamente inverso. La gráfica 4.6muestra el margen entre relevadores. Cuando se usan relevadores de estado sólidola sobrecarrera es eliminada y el margen reducido.

Cuando se están coordinando relevadores con fusibles hacia abajo en la cascada, eltiempo de apertura del circuito no existe para el fusible y el intervalo puede reducirse.Esto es mostrado en la gráfica 4.7. El clearing time total del fusible deberá ser usadopara propósitos de coordinación. El margen de tiempo entre la curva clearing timetotal y la curva del relevador, podría ser de 0.1 s.

4.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispos itivos de sobrecorriente

Pick-up.-El término pick-up ha adquirido diferentes significados. Para muchosdispositivos, pick-up, es la corriente mínima que inicia una acción. Exactamente esusado, cuando se está describiendo la característica tiempo - corriente de unrelevador. También es usado cuando se está describiendo la unidad de disparo de uninterruptor de potencia en bajo voltaje. El término no aplica exactamente para eldisparo térmico, de un interruptor en caja moldeada.

La corriente pick-up de un relevador de sobrecorriente, es el valor mínimo decorriente que causará que el relevador cierre sus contactos. Para dispositivosactuados por solenoide, el TAP usualmente corresponde a la corriente pick-up.

Para interruptores de potencia de bajo voltaje, pick-up, es el valor calibrado decorriente mínima, de la unidad de disparo, necesaria para disparar el interruptor.Una unidad de disparo con un retardo de tiempo largo, retardo de tiempo corto ycaracterística instantánea, tendrá 3 valores pick-up, en términos de múltiplos oporcentajes, de la corriente de disparo.



139

Para los interruptores en caja moldeada con elementos de disparo térmico lacorriente normal es dada en amperes. El ajuste magnético podría ser llamado pick-up, de la misma manera que los interruptores de potencia de bajo voltaje.Los fusibles, utilizan rangos de corriente en amperes en vez de rangos pick-up. Losfusibles con doble elemento, utilizan un elemento para la protección de sobrecarga y

el otro elemento para la protección de corto circuito.Curvas características tiempo-corriente. En una curva característica tiempo-corrienteordinaria, el tiempo cero es considerado, el tiempo en que ocurre la falla y todos lostiempos mostrados en la curva, son el tiempo transcurrido desde ese punto. Para unsistema radial, todos los dispositivos entre la falla y la fuente, experimentan lasmismas corrientes de falla, hasta que uno de ellos interrumpe el circuito.

En un estudio de coordinación las curvas tiempo-corriente son acomodadas, paraque la región de abajo y a la izquierda de ellas, represente la región de no operación.Las curvas representan un conjunto de pares ordenados tiempo-corriente que indicanel período de tiempo requerido para la operación del dispositivo a un valor decorriente seleccionado. Las curvas de los relevadores usualmente son representadaspor una sola línea. Las curvas de los interruptores de baja tensión, sonrepresentadas como bandas. La banda representa el intervalo de tiempo a unacorriente seleccionada, durante el cual, se espera la interrupción del circuito. Esdecir, la banda representa el área de operación. La gráfica 4.8 muestra una curvarepresentada como banda.

Analizando la gráfica 4.8, es el tiempo máximo, desde que comienza a fluir lacorriente I, dentro del cual, se garantiza la operación del dispositivo de protección. t1 es el tiempo máximo, desde la iniciación del flujo de corriente I, dentro del cual, la

corriente debe ser normalizada para asurar que el dispositivo de protección nooperará, debido al impulso de la unidad de disparo.

4.5.3. Pasos de la coordinación de dispos itivos de sobrecorr iente

Para desarrollar un estudio de coordinación de los dispositivos de sobrecorriente deun sistema de potencia eléctrico, es necesario tomar en cuenta los siguientes pasos:

1) Diagrama unifilar

Dibuje el diagrama unifilar parcial o completo del sistema en estudio. Como mínimodebe contener las potencias de todas las cargas eléctricas y transformadores, los

voltajes, impedancias y conexiones de todos los transformadores, con suscaracterísticas de sobrecargas las condiciones de carga conectada y en operación.Los voltajes en cada bus del sistema, datos generales de corto circuito en cada busdel sistema, tamaños, tipos y temperaturas de conductores eléctricos, relaciones detransformadores de corriente. Capacidad de interruptores de bajo voltaje y fusibles.



140

2) Estudios de corrientes de corto circuito

Calcule los valores de corriente de corto circuito, en cada bus del sistema. Determinelas corrientes momentáneas e interruptivas del corto circuito, para todos los nivelesde voltaje del sistema (consultar capítulo 2).

3) Selección de la escala de corriente

Seleccione una escala de corriente, que permita minimizar multiplicaciones ymanipulaciones de ajustes de los dispositivos de protección en estudio.

Método del voltaje base.-Considere un sistema de potencia eléctrico con más de unatransformación de voltaje, de esta manera, es necesario referir corrientes de diversosvoltajes, a una sola tensión llamada voltaje base. Si consideramos que un equipoeléctrico tiene potencia constante, decimos que:

V I V I ,para:V V11 2 2 1 2= ≠ (4.2)

I I1 2≠ (4.3)

De este principio elemental de potencia constante, tenemos:

P V In n= (4.4)

despejando IR :V I V I

I (V / V )I

n n b R

R n b n

=

=

(4.5)

donde:Vn Voltaje nominal

In Corriente nominal

Vb Voltaje base

IR Corriente referida

La corriente referida IR se obtiene multiplicando el factor (V / Vn b) por la corrientenominal In , para un tiempo t sundos y así, obtener un par ordenado tiempo-corrientereferida, a un voltaje base. Si se desea obtener una curva completa, referida a unvoltaje base, se aplica el procedimiento anterior y se tabulan los siguientes valores,

para cada punto de la gráfica:

PUNTO TIEMPO In IR

1 T1 I1 K112 T2 I2 K123 T3 I3 K134 T4 I4 K14



141

Posteriormente se trazan las parejas ordenadas TIEMPO - IR para obtener lagráfica, de valores referidos a un voltaje base, normalmente la variable TIEMPO esdada en sundos, In en amperes y la constante K=( V / Vn b).

Para seleccionar el voltaje base, considere lo siguiente:

a) El primer dispositivo de la ruta de coordinación, en el lado de la carga, debequedar totalmente dentro de la hoja logarítmica, (límite inferior), es decir, IR mayor oigual a Im ( Im es la corriente mínima, representada en la hoja logarítmica).

b) El límite superior del rango de corrientes de coordinación se determina,considerando la corriente de corto circuito máxima del sistema en estudio, Es decir:

ccKIIR = (4.6)

para:Icc= Corriente de corto circuito máxima

K = ( bcc/VV )

entonces:IR Menor o igual a IM

para:Im = corriente máxima de la hoja logarítmica

c) En caso, de que no se cumplan las restricciones anteriores de los límites inferior ysuperior, parcial o totalmente, el voltaje base se multiplicará por un factor, hasta

obtener un multiplicador que cubra los dos límites requeridos. Generalmente, seutilizan números enteros, para designar el multiplicador, (por ejemplo: 10,100,.......).

4) Características básicas de disparo

Prepare la hoja logarítmica con la escala de corrientes y multiplicadores de escala,para cubrir la representación gráfica de todos los dispositivos de protección de lacascada, desde la carga hasta la fuente.Trace los valores de corriente de cortocircuito, corrientes inrush, corrientes nominales, corrientes de sobrecargas, corrientesde rotor bloqueado, corrientes magnetizantes, de los transformadores, motores yconductores de los circuitos de la protección.

Las corrientes de carga máxima junto con las corrientes de corto circuito máximas,determinan los límites superior e inferior de corrientes, en los cuales, los dispositivosde protección deben operar. Los ajustes de los dispositivos de protección deben serinsensibles a las corrientes normales del equipo, es decir, corrientes a plena carga,corrientes de sobre carga permisibles y corrientes de arranque o inrush. Estos datosse obtienen de las placas impresas en el equipo ó de estándares de diseño. Si nofuera posible obtener estos datos, considere las siguientes aproximaciones:



142

a) Condiciones de operación para motores

Considere un factor de servicio FS = 1, es decir, no se considera capacidad desobrecarga.

La corriente Inrush transitoria es igual a:1.76 veces la corriente a rotor bloqueado, para tensión media1.5 veces la corriente a rotor bloqueado, para baja tensión

La corriente a rotor bloqueado es igual a:

6 veces la corriente a plena carga, para motores de inducción y motores síncronoscon factor de potencia FP = 1 y cargas de baja inercia.9 veces la corriente a plena carga, para motores síncronos con FP = 1 y cargas dealta inercia.

El tiempo de duración de la corriente a rotor bloqueado, varía de 5 - 30 sundos. Latabla 4.5 muestra corrientes de rotor bloqueado para motores de inducción.

b) Condiciones de operación para transformadores:

La capacidad de sobrecarga depende de tipo de enfriamiento

Autoenfriado, tipo AA,OAEnfriados con aire forzado, tipo FAEnfriados con aire forzado y aceite, tipo FOA

La tabla 4.6 muestra los factores de enfriamiento y de temperatura que multiplican ala corriente a plena carga.

La corriente Inrush magnetizante es igual a :

12 veces la corriente a plena carga, para subestaciones primarias8 veces la corriente a plena carga, para subestaciones secundaria8-25 veces la corriente a plena carga, para transformadores tipo seco de bajo voltaje

El tiempo de duración para todos los casos es de 0.1 s.

c) Requerimientos mínimos de protección para motores

Para motores arriba de 600 V, el NEC artículo 430 parte J (1993), requiere que cadamotor sea protegido contra sobrecargas peligrosas y fallas de arranque, conprotectores térmicos internos o sensores de corriente externos. También, laprotección de fallas de sobrecorriente, por medio de interruptores, o fusibles.



143

Para motores de 600 V y menores, el NEC artículo 430 parte C (1993), tambiénrequiere protección de sobrecarga y corriente. Para protección de sobrecarga,requiere un dispositivo, en cada fase, con el ajuste de disparo a no más de lossiguientes porcentajes de la corriente a plena carga del motor:

Motores con factor de servicio FS, menores de 1.15 125%Motores con aumento de temperatura no mayores de 40ºC 125%Todos los demás motores 115%

Para la protección de sobrecorriente, el NEC requiere que, el ajuste sea puesto a nomás, de los porcentajes de corriente a plena carga, mostrados en la tabla 4.7.

d) Requerimientos mínimos de protección para transformadores

El NEC artículo 450 parte A (1993), resume las consideraciones de protección yajustes, mostrados en las tablas 4.8 y 4.9.

5) Curvas de daño

Determine los límites térmicos de los equipos protegidos, trazando las curvas dedaño para transformadores (ANSI/IEEE C37.91-1985), motores (información defabricante), cables (información de fabricante).

El límite térmico para el motor, se interpreta como el máximo tiempo de bloqueo(stall time), en que el motor puede continuar operando con magnitudes de corriente arotor bloqueado sin sufrir daño.

El límite térmico para el transformador, es interpretado por ANSI/IEEE C57.12.001980, como la CURVA ANSI, en la cual, representa los esfuerzos mecánicos ytérmicos causados por el corto circuito en un período de tiempo. Para obtener laCURVA ANSI, siga los siguientes pasos:

Determine la categoría del transformador, utilizando la tabla 4.10.

Seleccione la curva de daño de acuerdo a la categoría seleccionada deltransformador, de las gráficas:

4.4 para categoría I4.5 para categoría II4.6 para categoría III4.7 para categoría IV

Calcule la constante K, para el 100% de la corriente de falla y una duración de 2 s.

Determine, de la gráfica seleccionada, los valores tiempo-múltiplos de corriente, paralos puntos de la figura 4.1:



144

Zpu es la impedancia del transformador

La corriente I2 = 0.5/Zpu, para transformadores categoría III y IV

La corriente I2 = 0.7/Zpu, para transformadores categoría II

El Factor ANSI (FA), es un multiplicador de la CURVA ANSI:FA = 0.87, para transformadores con conexión Delta -DeltaFA = 0.58, para transformadores con conexión Delta -Estrella

6) Curvas características tiempo-corriente

Finalmente, para completar la representación gráfica del estudio de coordinación desobrecorriente, trace las curvas tiempo - corriente de operación de la protección, paramostrar los ajustes finales de los relevadores de sobrecorriente, interruptores conunidad de disparo de acción directa y fusibles utilizados en el sistema eléctrico depotencia en estudio.

4.6. TABLAS

Tabla 4.1 Selección de fusibles

Potencia nominal detransformador kva

2.4kVA

4.16kVA

6/7.2kVA

13.8kVA

20/23kVA

34.5kVA

45 25 16 10 6 6 -75 40 25 16 10 6 -

112.5 63 40 25 10 6 6150 100 40 40 16 10 6

225 160 63 40 25 16 10300 160 100 63 25 16 16500 250 160 100 40 25 25750 - 200 160 63 40 40

1000 - 315 200 100 63 401500 - - 315 125 100 632000 - - - 160 125 632500 - - - 200 160 1003000 - - - - 160 -

Referencia: información del fabricante)



145

Tabla 4.2 Capacidad interruptiva de interruptores electromagneticos

Tabla A Capacidades interruptivas para el interruptor tipo DS (Amperessimétricos RMC)

Valor de corriente dedisparo Con disparo instantáneo Con disparo diferidocorto240 V 480 V 600 V 240 V 480 V 600 V

50-800 42000 30000 22000 30000 30000 2200050-1600 65000 50000 42000 50000 50000 4200050-2000 65000 50000 42000 50000 50000 42000

1200-3200 65000 50000 50000 50000 50000 500001200-3200 85000 65000 65000 85000 65000 65000

Tabla B Valores disponib les de los sensores

Valor del sensor (amperes)100, 150, 200, 300, 400, 600, 800100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 1600, 20002400, 32002400, 3200

Tabla C Valores ajustables para la unidad ampector

Ajuste de tiempodiferido largo

(múltiplos del valor

del sensor

Tiempo diferidolargo en sundos (6veces el valor del

sensor)

Ajus te de tiempocorto (múltiplos

del valor del

sensor)

Tiempodiferido corto

(sundos)0.5 4 4 0.18a a a a

1.25 36 10 0.5

Ajus te ins tantáneo(múltiplos del valor

del sensor)

Ajuste t ier ra(múltiplos del valor

del sensor)

Disparo falla atierra (sundos)

4 0.22a 0.20 a12 0.5

(REFERENCIA: Información del fabricante)



146

Tabla 4.3 Rangos y ajustes tipos de tap para relevadores de sobrecorriente conretardo de tiempo

Rango de tap Ajus te de tap0.5 - 2.5 (ó 0.5 - 2) 0.5, 0.6, 0.8, 1.0, 1.2, 1.5, 2.0, 2.5

0.5 - 4 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 1, 1.2, 1.6, 2, 2.5, 3, 41.5 - 6 (ó 2 - 6) 1.5, 2, 2.5, 3, 3.5, 4, 5, 64 - 16 (ó 4 - 12) 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12, 16

1 - 12 1, 1.2, 1.5, 2, 3, 3.5, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12Referencia: Información de fabricante

Tabla 4.4 Burdens estándar tp´s

Características de burdens estándar Características en base a 120 volts

DesignaciónVolts

ampersFactor depotencia

Reactancia Inductancia Impedancia

W 12.5 0.10 115.2 3.04 1152X 25 0.70 403.2 1.09 576Y 75 0.85 163.2 0.268 192Z 200 0.85 61.2 0.101 72

ZZ 400 0.85 30.6 0.0503 36M 35 0.20 82.3 1.07 411

Referencia: ANSI/IEEE STD 242-1986



147

Tabla 4.5 Corrientes a rotor bloqueado para la selección de medios dedesconexión y controladores de motores de corriente alterna

Corrientes a rotor bloqueado (amperes)1 fase 2 ó 3 fases cp

116 V 230 V 116 V 200 V 230 V 460 V 575 V58.8 29.4 24 18.8 12 6 4.8 1/282.8 41.4 33.6 19.3 16.8 8.4 6.6 3/496 48 43.2 24.8 21.6 10.8 8.4 1120 60 62 35.9 31.2 15.6 12.6 1 1/2144 72 81 46.9 40.8 20.4 16.2 2204 102 66 58 26.8 23.4 3336 168 105 91 45.6 36.6 5480 240 152 132 66 54 7 1/2600 300 193 168 84 66 10

290 252 126 102 15373 324 162 132 20

469 408 204 162 25552 480 240 192 30718 624 312 246 40897 780 390 312 50

1069 924 462 372 601326 1152 576 462 751711 1488 744 594 1002153 1872 936 750 1252484 2160 1080 864 150312 2880 1440 1152 200

Referencia: NEC-1993

Tabla 4.6 Factores de enfr iamiento y temperatura, para transformadores dedistribución

Tipo kvaEnfriamiento

Temperatura, gradoscentígrados

Tipo Factor Aumento FactorSeco Menor o igual AA 1.0 153 1.0

2500 FA 1.3Sumergidos en Menor o igual OA 1.0 55/65 1.12

aceite. a 2500 65 1.0Subestación Menor a FA 1.0 55/65 1.12secundaria 500 65 1.0

Mayor a 500 FA 1.15 55/65 1.12

Menor = 2000 65 1.0Mayor a 2000 FA 1.25 55/65 1.12Menor = 2500 65 1.0

Sumergidos OA 1.0 55 1.0en aceite 55/65 1.12

Subestación FA 1.33 55 1.0Primaria 55/65 1.12

FOA 1.67 55 1.055/65 1.12



148

Referencia: NEC-1993Tabla 4.7 Máximos ajustes de dispositivos de protección de corto ci rcuito y

falla a tierra para motores% De la corriente a plena carga

Tipo de motor

Fusiblesin

retardode

tiempo

Fusible dedoble

elemento conretardo

de tiempo

Interruptorcon

unidadinstantánea

Interruptor de

tiempoinverso

Una fase, todos los tipos, sin letrade código

300 175 700 250

Todos los motores, síncronos y jaula de ardilla, polifásicos ymonofásicos con arranque por

resistencia o reactor y arranque apleno voltaje: sin letra de código

300 175 700 250

Letra de código, de la F a la V 300 175 700 250

Letras de código, de la B a la E 250 175 700 200Letra de código A 150 150 700 150Todos los motores, síncronos y

jaula de ardilla, de corriente a.c.;con arranque por

autotransformador: no más de 30Amperes, sin letra de código

250 175 700 200

Más de 30 amperes, sin letra decódigo

200 175 700 200

Letras de código, de la F a la V 250 175 700 200Letras de código, de la B a la E 200 175 700 200

Letra de código A 150 150 700 150

Jaula de ardilla, alta reactancia,no más de 30 amperes, sin letrade código

250 175 700 250

Más de 30 amperes, sin letra decódigo

200 175 700 200

Rotor devanado, sin letra decódigo

150 150 700 150

Motores de corriente directa: nomás de 50 CP, sin letra de código

150 150 250 150

Más de 50 CP , sin letra de código 150 150 175 150Referencia: NEC-1993



149

Tabla 4.8Transformadores mayores de 600 volts

Rangos o ajustes máximos para dispositivos de sobrecorrientePrimario Secundario

mayor de 600 v mayor de 600 v 600 v o menor

Impedanciadel

transformador

Ajus tedel

interruptor

Rangodel

fusible

AjusteDel

interruptor

RangoDel

Fusible

Rango delfusible oajuste delinterruptor

No más de 6% 600% 300% 300% 250% 125%Más de 6% y

No más de 10% 400% 300% 250% 225% 125%Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985

Tabla 4.9 Transformadores mayores de 600 volts en lugares supervisados

Rangos o ajustes máximos para dispositivos de sobrecorriente

Primario SecundarioMayor de 600 v Mayor de 600 v 600 v ó menor

Impedancia deltranformador

Ajus te delinterruptor

Rangodel

fusible

AjusteDel

interruptor

RangoDel

Fusible

Rango delfusible

O ajuste delInterruptor

No más de 6% 600% 300% 300% 250% 250%Más de 6% y

No más de 10% 400% 300% 250% 225% 250%Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985

Tabla 4.10 Kva de placa mínimos, para transformadores

CATEGORÍA 1 FASE 3 FASES

CURVAS DEDAÑO DE

REFERENCIA.I 5-500 15-500 Fig. No. 4.8.9II 501-1667 501-5000 Fig. No. 4.8.10III 1668-10000 5001-30000 Fig. No. 4.8.11IV Mayor a 10000 Mayor a 30000 Fig. No. 4.8.12

Referencia: ANSI/IEEE c57.109-1985



150

4.7. DIAGRAMAS DE PROTECCIÓN

(b) CONEXIÓNESTRELLA

H1H1H

H

H

1

2

3

1

2

3

X

X

X

TC

TC

TC

TC

TC

TC

A

B

C

87

87

87

(a) CONEXIÓNDELTA

RELEVADORDIFERENCIAL

TRANSFORMADOR

51

51

FASEA

FASEB

FASEC

TC

(C) CONEXIÓN DELTA ABIERTA

Figura 4.1 Conexiones típicas de transformadores de corriente



151

LADO DE LA FUENTE

TC

52-1

51

50G

51G

51

49

638687

50

TENSIÓNMEDIA

TENSI NMEDIA

52-2

R

TC

TC

RESISTENCIA

LADO DE LA CARGA Figura 4.2 Protección mínima para transformadores de 7.5 mva´s y mayores,

con interruptor de potencia en el primario

LADO DE LA FUENTE

51

52

TC

FUSIBLELIMITADORDE CORRIENTE

LADO DE LA CARGA

TENSIÓNMEDIA

MEDIATENSIÓN

49

87

TC

63

Figura 4.3 Protección mínima para transformadores de potencia, a tensión

media, mayores, a 1500 kva y menores a 7.5 mva



152

NOTA: Los relevadores 63 y 87 deben utilizarse para protección de transformadorescon capacidades de 500 kVA y mayores; y en forma opcional el 63, paratransformadores de 500 kVA en adelante.

FUSIBLE

TENSIÓNMEDIA

TENSIÓNBAJA

INTERRUPTOR

LADO DE LA CARGA

ELECTROMAGNÉTICO

LADO DE LA FUENTE

Figura 4.4 Protección para transformadores de distribución, en el rango de 500

a 1500 kva

INTERRUPTOR

BAJATENSIÓN

TENSIÓNBAJA

INTERRUPTOR

LADO DE LA CARGA

*

LADO DE LA FUENTE

TERMOMAGNÉTICO

TERMOMAGNÉTICO

*El interruptor termomagnético, en el lado secundario, puede omitirse

Figura 4.5 Protección para transformadores de servicios auxiliares, menores a500 kva



153

LADO DE LA FUENTE

FU TP2747

52

50

GS

TC

TC

49

5051

TC

M

Figura 4.6 Protección de motores de inducción menores a 1500 cp, coninterruptor de potencia

Nota: Para los esquemas presentados, la posición de las clavijas de conexión paralos interruptores removibles, dependera de los equipos y accesorios conectados aellos.

52

TC

TP

TC

TC

TC

TC

TC

M

87

46

27

49

50

50

51

47

LADO DE LA FUENTE

51

Figura 4.7 Protección de motores de inducción de 1500 cp y mayores



154

TC

TC

TC

M

27

49

51

50GS

FUSIBLE

Figura 4.8 Protección de motores de inducción con combinación arrancador-fusible y menores de 1500 cp

M

LADO DE LA FUENTE

INTERRUPTOR

TERMOMAGNÉTICO

ELEMENTO

TÉRMICO

Figura 4.9 Protección de motores de inducción con combinación arrancador-interruptor termomagnético de 200 cp y menores



155

TC

TC

51

50GS

52

50

ALIMENTACION

Figura 4.10 Protección del alimentador principal en tensión media



156

4.8. CURVAS Y GRÁFICAS

Gráfica 4.1 Características corriente-tiempo de los fusiblesReferencia: Información del fabricante



157

Ejemplo: En el punto I”k = 10 KA rmc. El fusible de 25 A limita el valor pico del cortocircuito de Is = 1.8 x (2x)1/2 10 kA=26 kApv. Hasta una corriente de interrupción de ID = kApv. El diagrama muestra la máxima corriente de interrupción ID posible sobre lacorriente de corto circuito.

Gráfica 4.2 Corriente máxima de interrupc ión cobre la corriente de cortocircu ito de fusibles limitadores de corriente de media tensión




158

.02

.03

.04

.05

.06

.07

.08

.09

.4

.2

.3

.6

.5

.7

.8

.9

4

2

3

65

789

40

20

30

6050

708090

400

200

300

600500

700800900

4000

2000

3000

60005000

700080009000

1

1

10

100

1000

.

.008.009

.0

.0071090

8070

60504030202 743 5 6 98 1.7.5.6 .9.8 1.008.007.009

.04

.03

.02

.07

.08

.05

.06

.09

100

10

200

500

300

400

700600

800900

2000

3000

40005000

1000

6000700080009000

50

.0

2

.2

.

.4

.3

.9

.8

.7

.5

.6

9

4

3

78

56

20

1

40

30

9080

6070

3.6.5 .8.7 .91 2 854 67 19 407090

801020 6030 50

70 A 2 Y 3 POLOS 100 A 2 Y 3 POLOS

Gráfica 4.3 Curva característica de disparo de un interruptor termomagnético

Referencia: Información del Fabricante



159

Gráfica 4.4 Curvas típicas de tiempo-corr iente para relevadores de tiempo muyinverso

(Referencia: ANSI/IEEE STD 242-1986)



160

Figura 4.5 Curvas de excitación en el secundario para varias relaciones detransformación de un transformador especifico de corriente (Referenci:

ANSI/IEE STD 242-1986)



161

Gráfica 4.6 Margen de tiempo entre relevadores de tiempo inverso

Gráfica 4.7 Margen de tiempo mínimo entrefus ible -relevador

(Referencia: información del fabricante)

Gráfica 4.8 Curva tiempo - corriente

(Referencia: información del fabricante)

I

t2

t1

I (AMP)

T (S)

I (AMP)

T (S)

RELEVADOR

FUSIBLE

MINIMO MELTING TIME

TOTAL CLEARING TIME

MARGENDE TIEMPO

0.1 S.

I (AMP)

RELEVADOR No. 2

MARGENDE TIEMPO

RELEVADOR No. 1

0.355 S. No. 1

T (S)



162

10 000 5000

2000 1000

500

200 100 50

20 10

5

2

1 0.5

0.2

0.12 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

Tiempo (segundos)

Corriente base a tiempo normal

Gráfica 4.9 Curva de daño de transformadores categoría

(Referencia: ANSI/IEEE STD-242-1986)



163

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.1 2 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

2 5 10 20 50

4567810 12

Tiempo (segundos)


Tiempo (segundos)

Gráfica 4.10 Curva de daño de transformadores Categoría ii




164

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.1 2 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

2 5 10 20 50

456781012

Tiempo (segundos) Tiempo (segundos)


Gráfica 4.11 Curva de daño de transformadores categoría iii




165

10 000

5000

2000

1000

500

200

100

50

20

10

5

2

1

0.5

0.2

0.1 2 5 10 20 50

0.1

0.5

1

2

5

10

20

50

100

200

500

1000

2000

5000

0.2

10 000

456781012


Tiempo (segundos) Tiempo (segundos)

Gráfica 4.12 Curva de daño de transformadoresCategoría IV




166

Gráfica 4.13 Construcción de la curva de daño para transformadores

I (Múltiplos)

T (S)

t = 1250 Z pu

CATEGORIA I

50

t

5 I1

4

1

I (Múltiplos)

T (S)

t2 = K/I 2

CATEGORIA II,IIIy IV

50

2

5

4

t3

t2

3

2

1

I 1/ZPU



167

Gráfica 4.14 Caracteris ticas de tiempo corriente de ampector (Referencia:Información del fabricante)



168

4.9. EJEMPLO DE APLICACIÓN

Para mostrar el procedimiento de un estudio de coordinación de dispositivos desobrecorriente, en sistemas de potencia industriales, se ha seleccionado, el diagramaunifilar, figura 4.11.

La figura 4.11, muestra, los dispositivos de protección de diversos fabricantes defusibles, relevadores, e interruptores de bajo voltaje, cuyas características se indicana continuación, suidas del desarrollo, para determinar los ajustes y valoresnecesarios de la coordinación de protecciones eléctricas.

Relación de dispositivos de protección, utilizados en el estudio de coordinación deldiagrama unifilar simplificado, de la figura 4.11.

a) Interruptor termomagnético, de 100 A, marco 100 A, alta capacidad interruptiva

b) Interruptor electromagnético, con sensor tipo DS-208, marco 800 A, corriente

nominal 600 A, con unidad de disparo de estado sólido

c) Interruptor electromagnético, marca Square'D con sensor tipo DS-416, marco1600 A, corriente nominal 1200A, con unidad de disparo de estado sólido

d) Relevador de sobrecorriente, de estado sólido, con unidad instantánea y unidadde sobrecarga 50/51 con un rango de múltiplos de TAP de 2-20 veces rango deajuste (0.5-2.5) In, rango de operación en tiempo 0.05 - 300 s. rango del time dial0.05-1.0

e) Idem al dispositivo del inciso “d”, pero sólo con unidad de sobrecarga, 51

f) Fusible de potencia, limitador de corriente, de 100 A, en 34.5 kV

Selección de la escala de corrientes

Considere el primer dispositivo, del diagrama unifilar, figura 4.11

In

=100A, 480V.

El voltaje base es:

Vb = 4.16 kV

I =VnV

I =4804160

100 = 11.5 ARb

n

I = 5 Am ∴ I > IR m

La potencia de corto circuito máxima en el sistema es 500 MVAcc, por lo tanto



169

I500X1000

3 34.58367.4 ACCMÁX = =

I =V

VI =

34.54.16

X 8367.4 ARn

bCCMÁX

IR = 69 393 A, la corriente máxima en la hoja logarítmica, Im es

Im = 100 KA: Por lo tanto, se cumple que

I < IR m

El voltaje base Vb = 4.16 kV, cumple con las dos condiciones de la escala decorrientes.

Considere, el diagrama unifilar simplificado que muestra los dispositivos deprotección de la ruta de coordinación.

El dispositivo de protección “a”, es un interruptor termomagnético de 100 A, el cual estrazado en la gráfica de coordinación, utilizando su curva característica para obtenerlos siguientes valores:

K = (0.48/4.16)=0.1154, In =100 A

Tiempo I mul (multiplos) (K I I )MUL n× ×

(s) Inferior Superior Amperes

Inferior

Amperes

Superior1000 1.05 1.4 12.12 16.20600 1.15 1.5 13.30 17.31150 1.150 2.05 17.31 23.7010 3.90 6.0 45.01 69.244 5.90 9.3 68.10 107.322 7.90 14.0 91.20 161.561 8.90 17.0 102.71 196.20

0.7 8.90 18.0 102.71 207.720.016 8.90 18.0-100.0 102.71 207.72-11540.010 8.90-100.0 ----------- 102.71-1154 -----------

El dispositivo de protección “b”, es un interruptor electromagnético, que protege elalimentador de las cargas en 480 V conductor monopolar, con aislamientotermoplástico, THWN, resistente a la humedad y al calor con temperatura máxima deoperación de 75° este conductor tiene una ampacidad de 545 A, por lo que lacorriente del sensor Is, será de 600 A, con un marco de 800 A, así

Is = 600 AK = 0.1154



170

Para determinar los ajustes de este interruptor, considere lo siguiente:

a) La corriente máxima demandada por la carga (Ipc ) del alimentador, será el 80% de

la ampacidad del conductor

Ipc =545/1.25 = 436 A así; la corriente de disparo I d debe estar en elrango 428-545 A es decir:

436 < Id

≤ 545 A

De la curva tiempo-corriente de la unidad de disparo, se selecciona el valor de ajustede retardo largo (ARL) de 0.8 veces Is entonces, la corriente de disparo

Id

=(ARL) I s =(0.8)(600)= 480 A

b) Ajuste de retardo corto (ARC)

Para obtener este ajuste, se observa que la unidad magnética del dispositivo deprotección “a” lado superior de la banda, es en corriente igual a:

I=(18) (100)=1800 A

Entonces:IARC> 1800 A

De la curva de la unidad de disparo, figura 4.14. obtenemos ue un ARC=4 permite

una corriente en retardo corto.

IARC= (ARC) (IS) = (4) (600)=2400 A

c) Coordinando con el dispositivo anterior:

La característica de ajuste de tiempo de retardo largo (ATRL) mínima será de 4 a 6 s.El ajuste de tiempo de retardo corto (ATRC), será de 0.18 s., para ATRC > 0.016 s.y 2.5 ARC.

d) De la gráfica 4.9 de la unidad de disparo, se observa los límites de operación del

dispositivo de protección:

± 10% del ARL- 10% del ARC, para límite inferior de la banda+ 25% del ARC, para límite superior de la banda



171

e) Aplicando los valores de los ajustes anteriores, en la gráfica de la unidad dedisparo, obtenemos los siguientes valores, tiempo-múltiplos de corriente.

TIEMPO ARL (MÚLTIPLOS) ATRL (MÚLTIPLOS) ARC (MÚLTIPLOS)(S) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior

1000 .72 .88 - - - -175 .72 - .72 - - -200 - .88 - .88 - -7 - - 3.6 4.5 3.6 4.5

0.18 - - - - 3.6 (4.5-10.9)0.07 - - - - (3.6-10) -

Para K = .1154, Is = 600 A.

Fc = K, Is = 69.24 A, multiplicando los múltiplos de corriente por, Fc obtenemos:

Tiempo Arl (amperes) Atrl (amperes) Arc (amperes)

(S) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior1000 50 61 - - - -175 50 - 50 - - -200 - 61 - 61 - -7 - - 249 312 249 312

0.18 - - - - 249 312-6920.07 - - - - 249-692 -

El dispositivo de protección “c”, es un interruptor electromagnético que protege ellado secundario del transformador de 750 kVA.

La corriente a plena carga, Ipc

del transformador es:

I =PC

750

3 (.48)= 902 A

IMAX = 1.25 Ipc =1.25 (902)≈1128 A entonces, la corriente de disparo

Id

, debe cumplir que: 902< Id

<1128 A.

De la tabla de valores disponibles para el sensor de corrientes, obtenemos:

La corriente del sensor Is = 1200 A, con un marco de 1600 A.

De la Gráfica 4.14 de la unidad de disparo, seleccionamos el ajuste ARL, al 80% dela capacidad del circuito, es decir:

ARL = 0.8

Id

= (ARL) ( Is ) = (0.8) (1200) = 960 A



172

Coordinado con el dispositivo anterior

ARC(4) (600)

9023= ≈

De la curva gráfica 4.14 de la unidad de disparo. Se observa que el ajuste mínimo en

rtardo corto es: ARC = 4

Se considera el ajuste mínimo, para el retardo de tiempo largo, ATRL:ATRL = 4 s., 6 Is

Coordinando en tiempo, el dispositivo anterior, el ajuste de retardo corto seselecciona en:

ATRC=0.2 -0.33 s. A 2.5 ARC=2.5(4)=10

Con los valores de ajuste de este dispositivo obtenemos los puntos tiempo-corriente

para gráficar este dispositivo.

Tiempo Arl (amperes) Atrl (amperes) Arc (amperes)(s) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior

1000 100 122500 - 122 - 122475 100 - 100 -7.95 - 623 - 6237.1 499 - 499 -

0.33 - 623-13850.22 499-1385 -

El dispositivo de protección “d” es un relevador de sobrecorriente 50/51, con unidadinstantánea, contra corto circuito y unidad de sobrecarga, protección térmica.

Protege el lado primario del transformador de 750 kVA, en 4.16 kV

1)

A104=(4.16) 3

750IPC =

2) Siguiendo el procedimiento de la sección 4.5.3. calculamos la curva de daño

del transformador:

a) Utilizando la tabla 4.10 el transformador de 750 kVA, pertenece en la categoríaNo. II, por lo tanto utilizaremos la gráfica 4.10.

b) De la gráfica 4.10 tenemos que:K = I2 t, para la máxima corriente de falla del 100%, t= 2 s.Entonces:



173

( )605

05750

2Z2

K 22pu

===

.)(

c) De la gráfica 4.13 obtenemos los valores de los siguientes puntos:

Punto 1 t2=2s.;

I1 = 1

0.0575=17.4 múltiplo

Punto 2

seg.4=575))((.7)/(0.0

605=t 22

I2 = 7

0.0575=12.2 múltiplo

Punto 3. De la gráfica 4.10 para una corriente I3= 12.2 veces la corriente base, eltiempo T3= 7 s.

Entonces; Los puntos de la curva de daño son:

PUNTOTIEMPO

(s.)IMUL

(múltiplos)I

(amperes)1 2 17.4 18102 4 12.2 12693 7 12.2 1269

4 50 5 520

3 La corriente de magnetización Inrush para el transformador de 750 kVA es:

IINRUSH para t=0.1s.=8 Ipc =8 (104)=832 A.

4 Se considera los límites de ajuste de la protección, en el primario deltransformador, que impone el NEC. En la tabla 4.7 obtenemos; que la corriente dedisparo no debe exceder el 600% de la corriente a plena carga Ipc entonces:

Ip < 624 A

Coordinando con el dispositivo anterior, y permitiendo un margen de corriente del16% entre las protecciones del primario y secundario del transformador.

La corriente de disparo es:

Ip = (4) (104) (1.16) ≈ 482 A



174

Entonces, el tap de la unidad de sobrecarga, para un TC de 300/5, es:

A8.03360482

60I

TAP D===

TAP = 8 A

3482

4)12800(.115II=TAPdeMultiplo

P

cc == para 0.35 s.

De los datos del relevador, con un múltiplo de TAP = 3 A 0.35 s.

0.0521)-

13.5((3)(0.35) =DialtimeEl =

Tabulamos los valores de tiempo para el rango completo de múltiplos de TAP, con lasiguiente ecuación, del relevador:

A.I480=I Seg.1I

0.702t mulmul −

=

Imul t (s.) I (AMP)2 0.702 9605 0.176 24007 0.117 336010 0.078 480020 0.037 9600

La unidad instantánea (10) del relevador, tendrá un ajuste para sensar la corriente decorto circuito máxima.

I 1.6I 1.6 (12800)

I 20480 A en 480 V

ccmá x ccsim

ccmá x

= =

=

Refiriendo la corriente Iccmá x a 4.16 kV

I ccmáx = 2363.4 A en 4.16 kV

El TAP de ajuste, de la unidad 50, es:

TAP5

300(2363.4) 39.4 A= =

TAP = 39 A



175

El dispositivo de protección “e” es un relevador de sobrecorriente, 51, para proteccióntérmica. Protege el lado secundario del transformador de 3750 kVA, Ζ=6%, 34.5/4.16kV la relación del TC es 800/15.

La corriente a plena carga IPC , es:

A520(4.16) 3

3750IPC ==

Ic = 1.25 Ipc =1.25 (520)

Ic = 650 A

El valor máximo de ajuste, sún NEC artículo 450-3, es 300% la corriente a plenacarga Ipc

Im á x = 3 IPC = 3(520) = 1560 A

La corriente de disparo ID debe estar dentro del rango de corrientes:

650 < ID < 1560 A

Probamos: ID para = 800 A

5160

800 ==TAP

Coordinando con el relevador 51, anterior calculamos el Time Dial

Múltiplos de TAP =IICC

D

Múltiplos de TAP= =7700800

9.625

Para un tiempo de 0.4 sTime dial = 0.4 (9.625-1)/13.5 = 0.26 ≈ 0.3

Para el rango completo de múltiplos de TAP del relevador, tabulamos los valorescorriente - tiempo, con la siguiente ecuación:

1I4.05

tmul −

= , curva muy inversa

La relación de corrientes, para una corriente de disparo ID=800 A es:



176

I 800 IMUL= IMUL I (AMP) T (S)

2 1600 4.055 4000 1.0137 5600 0.675

10 8000 0.4520 16000 0.213

El dispositivo de protección “f”, es un fusible de potencia, limitador de corriente 100 Aa 34.5 kV. Protege el lado primario del transformador de 3750 kVA, Z = 6%,34.5/4.16 kV.

La corriente a plena carga es:

A.63(34.5)3

3750IPC ==

Referida a 4.16 kV.; IPC= 522.5 A

De acuerdo al NEC artículo 450-3 parte "A", el límite de ajuste de la protecciónprimaria no debe exceder al 300% de la corriente a plena carga del transformador.

La corriente nominal del fusible Inf .Inf < 189 A

La corriente magnetizante inrush, Iinrush es:

Iinrush

= 10 IPC

= 630 A.

referida a 4.16 kV; Iinrush = 5225 A, para 0.15 s.

La curva de daño del transformador de 3750 kVA, se calcula considerando elprocedimiento del punto No. 4.5.3.(5); así:

El transformador pertenece a la categoría III

De la gráfica 4.11.tI=K 2

para el tiempo t = 2 s. al 100% de la corriente de corto circuito:

556(106)

2)(Z

2K 22

pu

===

De la gráfica 4.13 calculamos los 4 puntos de la curva de daño:



177

Para el punto 1:t1= 2 s. Imul=1/Zpu=1/0.06=16.7

Para el punto 2:

( )( )( )seg.8

16.70.5

556

)(I

Kt

2222 ===

8.350.060.5

z

0.5I

pu

mul2 ===

Para el punto 3:De la grafica 4.11, para categoría III, con el múltiplo de corriente I Imul2 mul3

= ,

leemos:t3 =19.6 s., Imul3

= 8.35

para el punto 4:

t4 =50 s., Imul4=5.

Resumiendo los valores anteriores de la curva de daño:

PUNTO Tiempo (s.) IMUL I(AMP)1 2 16.7 87262 8 8.35 43633 19.6 8.35 4363

4 50 5 2613

Trazando, el límite máximo de protección de 1567.5 A, referido a 4.16 kV, la corrientea plena carga 522.5 A, la corriente magnetizante inrush 5225 A, y la curva de dañoen la hoja logarítmica de coordinación, consideramos un margen de tiempo de 0.2 s.entre el relevador anterior y la curva mínima multing time, graficando la curva delfusible abajo de la curva de daño y por arriba del punto de magnetización inrush.

Los valores tiempo-corriente del fusible seleccionado son los siguientes, gráfica 4.1

K = 8.293; Ic= KI



178

t (s.) I (AMP) Ic (AMP)1000 189 1567500 200 1659100 240 1990

50 260 215620 300 248810 350 29035 400 33172 500 41471 610 5059

0.2 1000 82930.03 1900 157570.01 3500 29026



179

51

1200 A1600 A

800 A600 A

500 MVA cc

100 AFUSIBLE

3750 KVA34.5/4.16 KVZ=6%

4.16 KV

4.16 KV/0.48 KVZ=5.75%

750 KVA(12.8 KA simcc)CURVA DANO

16 400 AMP SIM cc

11000 AMP SIM cc

TM100 A

100 A

480V

CONDUCTOR400 MCMTHWN75 C

300/5

Y

300/5

Y

5051

c

50

f

(7.7 KA SIMCC)

e

d

b

a

Figura 4.11 Diagrama unifilar simplificado



180

4.10. BIBLIOGRAFÍA

1 ANSI/NFPA 70-1984 NATIONAL ELECTRICAL CODE

2 GUIDE FOR PROTECTIVE RELAYING APLICATIONS TO POWER TRANS-

FORMESRS, ANSI/IEEE STANDARD C37.91 - 1984

3 INDUSTRIAL POWER SYSTEMS HANDBOOK. D. BEEMAN. ED. MEGRAWHILL

4 APPLIED PROTECTIVE RELAYING. WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP.1982

5 ANSI/IEEE Std 141-1986 IEEE RECOMMENDED PRACTICE FORELECTRICAL POWER DISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL ELECTRICAL POWERDISTRIBUTION FOR INDUSTRIAL PLANTS

6 IEEE RECOMENDED PRACTICE FOR PROTECTION AND COORDINATIONOF INDUSTRIAL AND COMMERCIAL POWER SYSTEMS ANSI/IEEE STD. 242-1986

7 ELECTRIC UTILITY ENGINEERING REFERENCE BOOK. VOL. 3DISTRIBUTION SYSTEMS WESTINGHOUSE ELECTRIC CORP

8 RECOMMENDED PRACTICE FOR ELECTRIC POWER DISTRIBUTION FORINDUSTRIAL PLANTS. IEEE RED BOOK

9 CATÁLOGOS Y PUBLICACIONES DIVERSAS DE: FEDERAL PACIFICELECTRIC, S.A. DE C.V GENERAL ELECTRIC DE MÉXICO, S.A.

10 ELECTRICAL SYSTEM ANALYSIS FOR INDUSTRIAL PLANTS. IRWINGLAZAR. EDITORIAL MC GRAW-HILL, PRIMERA EDICIÓN, 1980

11 WEST D.J. CURRENT TRANSFORMER APPLICATION GUIDELINES.CONFERENCE RECORD IEEE IAS 1977 Annual meeting PP 110 - 126

12 ZOCHOLL, S.E. SOLID STATE OVERCURRENT RELAY WITHCONVENTIONAL TIME CURRENT CURVES. IEEE PES WINTER MEETING, NEW

YORK, 1972 PAPER C 72-042-513 ANSI C 37.46-1981, AMERICAN NATIONAL STANDAR SPECIFICATIONSFOR POWER FUS C-S AND FUSE DISCONNECTING SWITHCES

14 ANSI CK37.47-1981 AMERICAN NATIONAL STANDARD SPECIFICATIONSFOR DISTRIBUTION FUSE DISCONNECTING SWITHCES, FUSE SUPPORTS,AND CURRENT LIMITING FUSES



181

15 ANSI/UL 198E-1982, SAFETY STANDAR FOR CLASS R FUSES

16 NEMA ABV1-1975, MOLDED-CASE CIRCUIT BREAKERS

17 NEMA SG-3 1981, LOW- VOLTAGE POWER CIRCUIT BREAKERS

18 ANSI/IEEE C37.96-1976, IEEE GUIDE FOR AC MOTOR PROTECTIONS

19 ANSI/IEEE C57.109-1985, IEEE GUIDE FOR TRANSFORMERTHROUGHFAULT-CURRENT DURATION



CONTENIDO

5 SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS.........................................................183

5.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................183

5.2. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRAS ..........183

5.2.1. Características del terreno ............................................................................183

5.2.2. Corriente máxima de falla a tierra .................................................................183

5.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras.........................................184

5.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras............................................................184

5.2.5. Número de electrodos requeridos .................................................................185

5.2.6. Longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras.......................186

5.2.7. Resistencia de la red de tierras .....................................................................187

5.2.8. Cálculo del máximo aumento de potencial en la red de tierras .....................188

5.2.9. Cálculo de potenciales tolerables..................................................................188

5.2.10. Cálculo de potenciales probables................................................................188

5.2.11. Condiciones de seguridad ...........................................................................188

5.3. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS....................................189

5.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para canalizacionesy equipo...................................................................................................................189

5.3.2. Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de unsistema de corriente alterna ....................................................................................189

5.3.3. Formas de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bombasumergible...............................................................................................................189

5.4. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETAO PUNTA) ...............................................................................................................189

5.4.1. Datos necesarios para el cálculo...................................................................189

5.4.2. Zona de protección........................................................................................190

5.4.3. Condición de seguridad.................................................................................191

5.5. EJEMPLOS DE APLICACIÓN..........................................................................191

5.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos......................................................191

5.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos...........................................................195

5.6. TABLAS............................................................................................................195

5.7. FIGURAS .........................................................................................................198

5.8. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................199



5 SISTEMA DE TIERRAS Y PARARRAYOS

5.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones mínimas para eldiseño de un sistema de tierras y protección por pararrayos.

5.2. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL SISTEMA DE TIERRASEl diseño adecuado de un sistema de tierras debe cumplir con lo siguiente:

a) Proporcionar un circuito adecuado de muy baja impedancia para la circulación delas corrientes de tierra, ya sea debidas a una falla a tierra del sistema, o a laoperación de un apartarrayos.

b) Evitar que durante la circulación de corrientes de falla a tierra puedan producirsediferencias de potencial entre distintos puntos de la instalación (ya sea sobre el pisoo con respecto a partes métalicas puestas a tierra) que puedan ser peligrosas para elpersonal, considerando que las tensiones tolerables para el cuerpo humano debenser mayores que las tensiones resultantes en la malla.

c) Facilitar la operación de los dispositivos de protección adecuados, para laeliminación de falla a tierra.

d) Proporcionar mayor confiabilidad y seguridad al servicio eléctrico.

e) Evitar la aparición de potencial en el neutro del sistema en estrella aterrizado.

Para satisfacer estos requisitos el cálculo del sistema de tierras puede resumirse alsiguiente procedimiento:

5.2.1. Características del terreno

Para iniciar el diseño del sistema de tierras, primeramente se debe solicitar a laespecialidad correspondiente las características físicas y químicas del terreno:composición química, humedad, temperatura ambiente, resistividad ohmica,resistividad ohmica superficial; para diferentes épocas del año, principalmente enépoca de estiaje.

De no poder realizar las mediciones de la resistividad, recurrir a la tabla 5.1.

5.2.2. Corriente máxima de falla a tierra

Por algún método de cálculo de corto circuito obtener el valor máximo (valor eficaz)de corriente de falla a tierra (I ), considerar el tipo de falla más severo.o

183



El valor de la corriente de corto circuito se ve afectado por el factor de seguridad y elfactor de decremento.

I = I x F.D. x F.S. (Amperes)CC o (5.1)donde:

ICC

= Corriente de circuito corto corregida en amperesIo = Corriente de corto circuito de falla a tierra en amperesF.D. = Factor de decrementoF.S. = Factor de seguridad (utilizar un valor de 1.0 a 1.5 para considerar unfuturo aumento de la corriente de falla a tierra)

El valor del F.D. se puede obtener de la tabla 5.2 para ciertos valores de duración defalla.

5.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras

El cálculo del calibre mínimo del conductor que constituye la red de tierra se

determina con la expresión siguiente:

A=Icc (CIRCULAR MILS)

logTm-Ta

234+Ta+1

33s

10

⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟

(5.2)

donde:A Sección transversal del conductor en circular milsICC

s

Corriente corregida en amperes

Tiempo en segundos, durante el cual circula la corriente de corto circuitoTm Temperatura máxima permisible en el conector, en grados centígradosTa Temperatura ambiente, en grados centígrados

La temperatura máxima permisible en conectores es:Tm = 450°C (para conectores soldables)Tm = 250°C (para conectores mecánicos)

En el artículo 2403 inciso c) de la NOM-001-SEMP-1994 se indica que en lasubestación eléctrica el área de la sección transversal de los conductores mínima es107.2 mm2 (4/0 AWG).

5.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras

La red de tierras preliminar debe diseñarse tomando en cuenta las condicionessiguientes:

a) El cable que forme el perímetro exterior de la malla, debe ser continuo de maneraque encierre toda el área en que se encuentra el equipo de la subestación, con ello

184



se evitan altas concentraciones de corriente y gradientes de potencial en el área y lasterminales cercanas.

b) La malla debe estar constituida por cables colocados paralela yperpendicularmente, con un espaciamiento adecuado a la resistividad del terreno y

preferentemente formando retículas cuadradas.c) Los cables que forman la malla deben colocarse preferentemente a lo largo de lashileras de estructuras o equipo, para facilitar la conexión de los mismos.

d) En cada cruce de conductores de la malla, éstos deben conectarse rígidamenteentre sí y en los puntos adecuados conectarse a electrodos de tierra de 2.40 m delongitud mínima, clavados verticalmente. Donde sea posible, construir registros enlos mismos puntos y como mínimo en los vértices de la malla.

e) En subestaciones tipo pedestal, el sistema de tierra debe quedar confinado dentrodel área que proyecta el equipo sobre el suelo.

Nota: En las subestaciones tipo poste o pedestal se acepta como sistema de tierrasla conexión del equipo a uno o más electrodos. La resistencia a tierra total debecumplir con los valores indicados en el inciso 5.2.7.

f) La red o malla de tierras debe estar enterrada, a una profundidad comprendidaentre 0.30 a 1.0 m.

5.2.5. Número de electrodos requeridos

La unión del conductor de la red de tierras al electrodo se deberá hacer con

conectores del tipo mecánico o proceso de soldadura.El número de electrodos en la red de tierras se determina por la expresión siguiente:

Nv = 0.6 Ar (5.3)donde:

Nv = Número de varillasAr = Área total de la malla propuesta en metros cuadrados

Tipos de electrodos

Se recomienda el uso de electrodos fabricados especialmente para la puesta a tierra,

como se menciona en el inciso (a) siguiente, sin embargo si no se dispone de algunode ellos se puede recurrir a otros medios de puesta a tierra, como se mencionan enlos incisos de (b) a (e) siguientes; dependiendo de la importancia del servicio.

a) Electrodos de acero con cubierta de cobre.

b) Tubería metálica enterrada del sistema de agua potable.- Tubería metálicaenterrada, con 3 m (10 pies) o más en contacto directo con la tierra.

185



c) Estructura metálica del inmueble.- La estructura metálica del inmueble, cuandoeste en contacto directo con la tierra.

d) Electrodo empotrado en concreto.- Un electrodo es aceptable si está formado porlo menos de 6 m (20 pies) de una o más barras o varillas de acero reforzado de no

menos de 1.25 cm (1/2 pulgada) de diámetro; o consistente en una barra desnuda decobre de al menos 6 m (20 pies) de longitud y de sección transversal de 21.15 mm²(4 AWG), embutido al menos 5 cm (2 pulgadas) dentro de una plancha o base deconcreto directo con la tierra.

e) Anillo de tierra.- Un anillo de tierra que consiste en un conductor de cobredesnudo, de sección transversal no menor de 33.6 mm² (2 AWG) de longitud nomenor de 6 m (20 pies), enterrado en contacto directo con la tierra a una profundidadde 80 cm (2.5 pies) del nivel del terreno y que rodee al inmueble o estructura.

Cuando no se disponga de alguno de los electrodos anteriormente indicados o queno cumplan con el valor de la resistencia de tierra, sobre todo en lugares donde elterreno es muy seco, arenoso, rocoso, se puede recurrir a los siguientes electrodosartificiales.

a) Electrodos profundos

b) Electrodos horizontales.- Consiste en instalar un conductor de cobre desnudoenterrado en forma horizontal a una profundidad que va de 50 cm (20 pulgadas) a100 cm (40 pulgadas), de diferentes configuraciones, las más usuales son: ángulorecto, estrella, en cruz, en cuadro, etc.

c) Electrodos químicos.- En este método se modifica el medio que rodea al electrodo,bajando la resistividad del suelo, los más recomendables son:

1) Bentonita2) Carbón mineral (coque)3) Otros. Existen otros electrodos químicos que dan resultados satisfactorios,

pero que por tener patente, se consiguen en ciertas casas comerciales.

5.2.6. Longi tud mínima del conductor requerido en la red de tierras

Para determinar la longitud mínima del conductor requerido en la red de tierrasdesarrollar la fórmula siguiente:

L =Km Ki I t

116 + 0.17(m )

cc

s

ρ

ρ (5.4)

donde:L = Longitud mínima requerida en la red de tierras, en metrosKm = Coeficiente que toma en cuenta el número de conductores paralelos "n",su diámetro "d", profundidad de instalación "h" y espaciamiento entre losmismos "D".

186



Km =12

lnD

16hd1

ln (3/4)(5/6)(7/8)....2

π

π+ (5.5)

La cantidad de factores entre paréntesis en el 2o. término es el número de

conductores en paralelo "n" menos dos.

Para el valor "d" utilice el área que se calculó en el punto 5.2.3 y catálogos defabricante o ver tabla 5.3.

Ki = Factor de corrección por irregularidad.Ki = 0.65+0.172 nn = Número de conductores en paralelo en una dirección que forman la mallaρ = Resistividad promedio del terreno enΩ-mt = Máxima duración del choque en segundos. Para efectos de cálculo eneste procedimiento considere t=s

ρS = Resistividad superficial del terreno en Ω-m

Para poder proseguir con el cálculo de la red es necesario que se cumpla la siguientecomparación.

L < Lprop (5.5)donde:

Lprop = Longitud del conductor de la malla propuestaL = Longitud mínima requerida en la red de tierras

5.2.7. Resistencia de la red de tierras

La resistencia de la red de tierras se determina por la fórmula siguiente:

R = ρ ρ4r L

+ Ω (5.6)

donde:R = Resistencia de la red de tierras, en ohmsρ = Resistividad ohmica del terreno, en ohms-metror = Radio de una placa circular equivalente, cuya área es la misma que laocupada por la malla real de tierras, en metrosL = Longitud total de los conductores del sistema de tierras, en metros

La resistencia eléctrica total del sistema de tierra debe conservarse en un valor

(incluyendo todos los elementos que forman el sistema) menor a: 25 Ω parasubestaciones hasta 250 kVA y 34.5 kV, 10 Ω en subestaciones mayores de 250 kVAy hasta 34.5 kV y de 5 Ω en subestaciones que operen con tensiones mayores a 34.5kV.

Para terrenos con resistividad mayor a 3000Ω-m, se permite que los valoresanteriores de resistencia de tierra sean el doble para cada caso.

187



5.2.8. Cálculo del máximo aumento de potencial en la red de tierras

Desarrollar la fórmula siguiente:E = Icc x R (Volts) (5.7)

donde:E = máximo aumento de potencial en la red, en volts

5.2.9. Cálculo de potenciales tolerables


Ept

Volts

Ect

Volts

S

S

= +

= +

116 07

116 017

.( )

.( )

ρ

ρ

(5.8)

donde:Ep = Potencial de paso tolerable en volts

Ec = Potencial de contacto tolerable en volts

5.2.10. Cálculo de potenciales probables


Epr = KsKiIcc

Lprop (Volts)

Em = KmKiIcc

Lprop (Volts)

ρ

ρ

(5.9)

donde:Epr = Potencial de paso en la red, en voltsEm = Potencial de mallaKs = Coeficiente que toma en cuenta la geometría de la red, diámetro delconductor "d", profundidad de instalación "h" y el espaciamiento entre losmismos "D"

Ks =1

1

2h1

D +h1

2D1

3D......etc

π + + + +

⎡

⎣⎢⎤

⎦⎥ (5.10)

El total de términos dentro del paréntesis es igual al número de conductores en

paralelo de la malla.

5.2.11. Condiciones de seguridad

Para que la malla propuesta sea aceptada debe cumplir con la siguientecomparación.Epr < EpEm < Ec

188



5.3. CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS

5.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra paracanalizaciones y equipo

El calibre del conductor de cobre o aluminio para la puesta a tierra de equipos ycanalizaciones deberá cumplir con lo indicado en la tabla 5.4.

5.3.2. Sección t ransversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de unsistema de corriente alterna

El área del conductor del electrodo de puesta a tierra en un sistema de corrientealterna no debe ser menor que el indicado en la tabla 5.5.

5.3.3. Formas de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bombasumergible

La forma de conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible serealiza en función de las características físicas y de instalación del mismo.

A continuación se presentan tres guías típicas de la conexión de puesta a tierra delelemento motor-bomba sumergible.

1) Cuando la envoltura del pozo es metálica y el elemento motor-bomba se encuentraa una profundidad mayor de 6 metros es puesta a tierra de acuerdo con la figura5.1(a).

2) Si la envoltura del pozo es de plástico o las terminales del motor se encuentran amás de 6 metros de profundidad, la conexión de puesta a tierra se ilustra en la figura5.1(b). Si la bomba se encuentra aislada eléctricamente del motor, la conexión serealiza como se indica en la figura 5.1(c).

3) Si la envoltura del pozo no es metálica o las terminales del motor se encuentra amás de 6 metros de profundidad y la tubería de producción no es de metal, la formade conexión se indica en la figura 5.1(d).

5.4. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE PARARRAYOS (TIPO BAYONETAO PUNTA)

5.4.1. Datos necesarios para el cálculo

Para el cálculo de pararrayos es necesario considerar lo siguiente:

Altura del objeto bajo protección contra descargas atmosféricas (h0)

Altura de la estructura (he)

Altura del pararrayos (hp)

Distancia máxima horizontal al objeto por proteger (dh)

189



hp

pararrayos

estructura ho

X

dh

suelo

objeto bajo

protección he

Figura 5.1 Pararrayos Tipo Bayoneta o punta

5.4.2. Zona de protección

La zona de protección que brinda un pararrayos contra descargas atmosféricas sedetermina por medio de las siguientes fórmulas:

X = y tg Θ (m) (5.11)

donde:X : Distancia máxima horizontal de protección a la altura del objeto, en metrosy : Altura efectiva sobre el plano de protección, en metros

y= he + hp - ho (5.12)

Θ = Ángulo de protección medida con relación al eje del pararrayos en grados

Los valores que toma Θ son:

Θ = 30°; Para pararrayos aisladosy

Θ = 45°; Cuando la distancia entre estructuras y la altura de las mismas es talque las zonas para protección obtenidas por los pararrayos se cortan sobre elplano de los objetos por proteger.

190



5.4.3. Condición de seguridad

dh < X (5.13)5.5. EJEMPLOS DE APLICACIÓN

5.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos

Se desea hacer el cálculo de una red de tierras para una subestación eléctrica quetiene los datos siguientes:

Capacidad = 500 KVATensión en alta tensión = 34.5 k VTensión en baja tensión = 4.16 kVTemperatura ambiente (Ta) = 35°CCorriente de corto circuito(If = Io) = 15000 AResistividad del terreno ( ρ ) = 250 Ω.mResistividad superficial del terreno ( ρ

s ) = 3000 Ω-m

Tiempo de duración de la falla (ts) = 0.066 seg. = 4 ciclosTemperatura máxima del conector (Tm) = 450°CLongitud de la varilla = 2.5 m

1o. Corriente máxima eficaz de falla a tierra

I = I F.D. F.S.

I = 15000 1.40 1.25 = 26250 A

CC O

CC

× ×

× ×

2o. Calibre mínimo del conductor

A =ICC

log10 Tm Ta

234 + Ta1

33s

=−

+⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟

CM60851.024=

0.06633

135+234

35450 log

26250= A

10

×

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +−

El calibre AWG que corresponde a 60851.024 CM es 2 AWG, pero por lo indicado enel articulo 2403.2 inciso c) de la NOM-001-SEMP-1994 el calibre que se usará es de4/0 AWG.

191



3o. Malla propuesta

120 m

120 m

Ar = 120x120 m2

n = 21D = 6 mh = 0.8 mLongitud del conductorConductores horizontales = 2520 m

Conductores verticales = 2520 mtotal = 5040 m

4o. Número de electrodosNv =0.6 Ar

Nv = 0.6 (120x120) =72

5o. Longitud del conductor requerido

L = KmKi I t116 +0.17CC

sρ ρ

Km =1

2 ln

D16 h d

1 ln

34

56

78

910

1112

....2

π π× ⋅

⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟ + × × × × ×

⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟

192



Km=1

2ln

36

16 0.8 11.684 10-1

ln

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

3π π × × ×

+

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟

⎛

⎝

⎜⎜⎜⎜⎜

⎠

⎟⎟⎟⎟⎟

Km = 0.4324

Ki = 0.65+0.172n

Ki = 0.65+0.172(21)

Ki = 4.262

Por lo tanto:

L =

0.4324 4.262 250 26250 0.066

116 + 0.17 (3000)

L = 4963.2492 m

× × × ×

Condición para seguir con el cálculoL < Lprop

Lprop = (No. cond. verticales x long.) + (No. de cond. horizontal x long) + (Nv x long)Lprop = (21 x120) + (21 x120) + (72 x 2.5)Lprop = 5220 m

4963.2492 < 5220 m

6o. Resistencia de la red

R =4r L

r =A x120)

R =

250

4(67.70) 0.971

ρ ρ

π π

+

= =

+ =

(.

1206770

250

5220 Ω

7o. Máximo aumento de potencial en la redE = I x Rcc

E = 26250 x 0.971E = 25488.75 V

193



8o. Potenciales tolerables

Ep =116 + 0.7

t =

116 + 0.7 (3000)

0.066 = 8625.768 VSρ

Ec =

116 + 0.17

t =

116 + 0.17 (3000)

0.066 = 2436.7 V

S ρ

9o. Potenciales probables

Epr Ks KiI

L = ρ

Ks =1

1

2h+

1D + h

+1

2D +

13D

+ . . .π

⎛ ⎝ ⎜

⎠⎟

Ks =1 1

2x0.8 +

1

6x0.8 +

1

2x6 +

1

3x6 +

1

4x6 +

1

5x6 +

+1

6x6 +

1

7x6 +

1

8x6 +

1

9x6 +

1

10x6 +

1

11x6

π ⎛

⎝ ⎜

+

+1

12x6 +

1

13x6 +

1

14x6 +

1

15x6 +

1

16x6 +

1

17x6 +

1

18x6 +

1

19x6 +

1

20x6 0.4031+

⎞ ⎠⎟ =

Epr = 0.4031 x 4.262 x 250 x26250

5220 = 2159.85 V∴ ⎛

⎝ ⎜ ⎞

⎠⎟

Em = Km KiIL

ρ

Em = 0.4324 x 4.262 x 250 x262505220

= 2316.85 V⎛ ⎝ ⎜

⎠⎟

10o. Verificar condiciones de seguridadEpr < Ep

Em < Ec

2159.85 < 8625.768

2316.85 < 2436.7

194



5.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos

1o. DatoshO = 5 mhC = 15 mhp = 1.2 m

dh = 6 mΘ = 30º

2o. Zona de protecciónX= y tg Θ

y = hc+hp-ho

= 15+1.2-5

= 11.2 m

X = 11.2 tg 30°C

= 6.46 m3o. Condición de seguridad

6 < 6.46

Por lo tanto la altura del pararrayos es la apropiada

5.6. TABLAS

Tabla 5.1 Resistividad ohmica promedio del terreno

TIPO DE SUELORESISTIVIDAD OHMICA

EN OHMS - METROTerreno húmedo o suelo orgánico 10-15

Terreno de cultivo arcilloso 10-100Tierra arenosa húmeda 200

Tierra arenosa seca 1000Tierra con guijarros y cemento 1000

Suelo rocoso 3000Roca compacta 10000

(Referencia : ieee std 80-1986)

Tabla 5.2 Valores del factor de decrementoDURACIÓN DE LA FALLA

s (seg) ciclos (60hz)FACTOR DE DECREMENTO

0.008 1/2 1.650.1 6 1.25

0.25 15 1.10.50 o más 30 o más 1

195



Para valores intermedios de duración de falla, los factores de decremento pueden serobtenidos por interpolación.

(Referencia: IEEE STD 80-1986)

Tabla 5.3 Diámetro de conductores desnudos de cobre

CALIBRE DIÁMETRO NOMINAL SECCIÓN TRANSVERSAL

AWG mm Pulgs mm²circular

mils4/0 11.684 0.4600 107.20 211,6003/0 10.404 0.4096 85.03 167,8002/0 9.266 0.3648 67.43 133,1001/0 8.251 0.3249 53.48 105,5001 7.348 0.2893 42.41 83,6902 6.544 0.2576 33.63 66,3703 5.827 0.2294 27.67 52,6404 5.189 0.2043 21.15 41,740

5 4.621 0.1819 16.77 33,1006 4.115 0.1620 13.30 26,2507 3.665 0.1443 10.55 20,8208 3.264 0.1285 8.366 16,5109 2.906 0.1144 6.634 13,090

10 2.588 0.1019 5.261 10,38011 2.305 0.09074 4.172 8,23412 2.053 0.08081 3.309 6,53013 1.828 0.07196 2.624 5,17814 1.628 0.06408 2.081 4,10715 1.450 0.05707 1.650 3,25716 1.291 0.05082 1.309 2,583

17 1.150 0.04526 1.038 2,04818 1.024 0.04030 0.8231 1,62419 0.9116 0.03589 0.6527 1,28820 0.8118 0.03196 0.5176 1,02221 0.7229 0.02846 0.4105 810.122 0.6438 0.02535 0.3255 624.423 0.5733 0.02257 0.2582 509.524 0.5106 0.02010 0.2047 404.025 0.4547 0.01790 0.1624 320.426 0.4049 0.01594 0.1288 254.127 0.3606 0.01420 0.1021 201.528 0.3211 0.01264 0.08098 159.829 0.2859 0.01126 0.06422 126.730 0.2546 0.01025 0.05093 100.531 0.2268 0.008928 0.04039 79.7032 0.2019 0.007950 0.03203 63.2133 0.1798 0.007080 0.02540 50.1334 0.1601 0.006305 0.02014 39.75

(Referencia: NOM-001-SEMP-1994)

196



Tabla 5.4 Sección transversal mínima de los conductores de puesta a tierrapara canalizaciones y equipos

Capacidad de ajuste deldispositivo Sección transversal

Automático sobrecorrienteubicado antes del equipo, tubería,

etc.Cobre Aluminio

NO MAYOR EN (AMPERES) (mm²) (KCM) (AWG) (mm²) (KCM) (AWG)15 2.082 14 3.307 1220 3.307 12 5.260 1030 5.260 10 8.367 840 5.260 10 8.367 860 5.260 10 8.367 8100 8.367 8 13.30 6200 13.30 6 21.15 4300 21.15 4 33.62 2400 27.67 3 42.41 1500 33.62 2 53.48 1/0

600 42.41 1 67.43 2/0800 53.48 1/0 85.01 3/01000 67.43 2/0 107.2 4/01200 85.01 3/0 126.7 2501600 107.2 4/0 177.3 3502000 126.7 250 202.7 4002500 177.3 350 304 6003000 202.7 400 304 6004000 253.4 500 405.4 8005000 354.7 700 612 12006000 405.4 800 612 1200


Tabla 5.5 Conductor para electrodo de puesta a tierra en sistemas de corrientealterna

Área de la sección transversal del conductor másgrande de acometida o su equivalente para

conductores en paralelo

Área de la sección transversal del conductorpara electrodo de puesta a tierra

Cobremm²

Aluminiomm²

Cobremm²

Aluminiomm²

hasta 33.62 hasta 53.48 8.367 13.30más de 33.62 hasta

53.48más de 53.48 hasta

85.0113.30 21.15

más de 53.48 hasta85.01


21.15 33.62



33.62 53.48



53.48 85.01



67.43 107.2

más de 557.4 más de 886.5 85.01 126.7

(REF. NOM-001-SEMP 1994 ART. 250-94)

197



5.7. FIGURAS

METAL OPLÁSTICO

FIG. (a) FIG. (b)

METAL

FIG. (c) FIG. (d)

METAL

PLÁSTICO

CONEXIÓN

PLÁSTICO

PRODUCCIÓN

PLÁSTICO

PUESTA A TIERRA

CONDUCTOR DE

CONDUCTOR DE

TUBERÍA DE

METAL O

CONDUCTOR DE

PUESTA A TIERRA

CONDUCTOR DE

PUESTA A TIERRA

CONDUCTOR DE

PUESTA A TIERRA

Figura 5.1 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un elemento

motor-bomba sumergible

198



5.8. BIBLIOGRAFIA

IEEE std 80-1986 Guide for safety in substation grounding

Norma Oficial Mexicana

NOM-001-SEM-1994

Manual Eléctrico Conelec

Elementos de diseño de Subestaciones EléctricasGilberto Enriquez Harper

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CONTENIDO

6. SISTEMAS DE CONTROL .................................................................................201

6.1. OBJETIVOS .....................................................................................................201

6.2. CONSIDERACIONES GENERALES................................................................201

6.3. EQUIPOS DE CONTROL.................................................................................202

6.3.1 Generalidades................................................................................................202

6.3.2 Equipos auxiliares de control..........................................................................202

6.4. DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL ..........................................................209

6.5. DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO......................................................212

6.6. EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL.....................................................214

6.6.1 Arranque y paro de motor...............................................................................214

6.6.2 Control de nivel en tanque elevado ................................................................214

6.6.3 Secuencia de arranque ..................................................................................214 6.6.4 Transferencia .................................................................................................223

6.6.5 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua.................................................................................................................................226

6.6.6 Control de nivel en varios tanques de almacenamiento .................................230

6.6.7 Control de alumbrado por fotocelda ...............................................................230

6.6.8 Alarmas ..........................................................................................................230

6.6.9 Control de retrolavado de filtros .....................................................................238

6.6.10 Circuito alternador (figuras 6.23 y 6.24) .......................................................243

6.7. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS...................................................................246



6. SISTEMAS DE CONTROL

6.1. OBJETIVOS

a) Establecer en forma esquemática las bases para el desarrollo de instalacioneseléctricas de los sistemas de control de motores a través de los diagramas lógicos yde control eléctrico.

b) Presentación y descripción en una forma práctica y sencilla de los componentesauxiliares para los sistemas de control de motores y de otras cargas quenormalmente forman parte del sistema eléctrico de una estación de bombeo, plantade tratamiento de aguas, etc.

6.2. CONSIDERACIONES GENERALES

El término Sistema de Control, se aplica al conjunto de elementos básicos de control,como son: arrancadores, contactores, controladores lógicos programables (PLC's),relevadores de control y auxiliares, estaciones de botones, instrumentos, etc., queinterconectados en una forma adecuada, se utilizan para llevar acciones de gobierno,mando o regulación sobre un motor u otra carga eléctrica o la combinación de lasmismas.

La aplicación de estos controles a motores tiene como objeto principal realizarfunciones como arranque/paro automático, alternación de operación automática,protección, inversión de giro, etc.

Los sistemas de control se clasifican de la manera siguiente:

a) Por su localización:- Local (junto al motor o "a pie de máquina").- Remoto (en gabinete y/o en cuarto de control de motores, etc.)

b) Por su modo operativo:- Manual- Semiautomático- Automático

c) Por sus componentes de maniobra:- Electromecánicos- Electrónicos o estáticos

d) Por su forma operativa:- Eléctricos- Electromagnético- Electromecánico- Mecánicos- Electrónicos- Estáticos- Combinación de dos o más de los citados

201



6.3. EQUIPOS DE CONTROL

6.3.1 Generalidades

El concepto de control, en el sentido correspondiente a este manual, comprendetodos los métodos usados para garantizar la operación segura de un motor u otracarga eléctrica. Estos métodos abarcan desde la operación manual de

arranque/paro, hasta la automatización completa, pero inevitablemente se hará usode un dispositivo o equipo de control que normalmente recibe el nombre decontrolador.

El controlador puede estar integrado por equipos electromagnéticos o estáticos, deestado sólido o combinación de estos.

Puede ser también en el caso de un motor, un arrancador con una estación debotones para operarlo en forma local o a control remoto; un dispositivo que loarranque por pasos o invirtiendo su sentido de rotación o bien haciendo uso de lasseñales de las variables a controlar, como pueden ser temperatura, presión, nivel de

un líquido, o cualquier otro cambio físico.

Por simple o complejo que sea el sistema, siempre estará compuesto de un ciertonúmero de componentes conectados entre sí para cumplir con un comportamientodeterminado. El principio de operación de estos componentes es el mismo y sucapacidad varía dependiendo del tamaño del motor que van a controlar.

La selección adecuada de un controlador se determina en base a las característicastécnicas del motor o equipo eléctrico (potencia, amperes, volts, frecuencia, númerode fases, etc.), ciclo de trabajo, tipo de carga mecánica y las condiciones de suinstalación.

Los principales tipos de controladores son los siguientes:

a) Desconectadoresb) Arrancadores manualesc) Interruptores termomagnéticosd) Arrancadores tipo tambore) Contactores magnéticosf) Arrancadores estáticosg) Variadores de frecuencia

6.3.2 Equipos auxil iares de contro lLos equipos auxiliares de control proporcionan al controlador o a su sistema, lasseñales necesarias para efectuar maniobras de manera predeterminada. Algunos deellos se mencionan a continuación.

202



a) Estación de botones

Una estación de botones es básicamente un desconectador de control en el que seactivan dos o más contactos de forma momentánea o sostenida y pueden serNormalmente Abiertos (NA) o Normalmente Cerrados (NC).

En una instalación eléctrica se puede usar más de una estación de botones, demanera que se puede controlar un motor desde tantos puntos como estaciones setengan y se diseñan para uso normal o pesado (cuando se usan con muchafrecuencia).

b) Selectores

Son dispositivos, que como su nombre lo indica, “seleccionan” la función y/o la formacomo se debe realizar la operación eléctrica por el sistema de control o el propiocontrolador. Así pues, existen selectores “local-remoto”, “manual-automático”,“arrancar-parar”, “adelante-reversa”, etc.

c) Relevadores térmicos y de aleación fusible

Un relevador térmico, también conocido como relevador de sobrecarga (OL), es undispositivo sensible a la temperatura, cuyos contactos abren cuando la corriente delmotor excede a un límite preestablecido, debido a una sobrecarga o a fallas en elarranque.

Para motores trifásicos se usan normalmente tres unidades (una por fase) en seriecon el circuito de fuerza de motor y sus contactos operan en el circuito de control enserie con la bobina respectiva. Cuando se tienen motores de gran potencia sepueden usar estos dispositivos conectándolos a través de transformadores decorriente.

Los relevadores térmicos son dispositivos de retardo de tiempo en forma inherente,debido a que la temperatura no puede seguir en forma instantánea a los cambios dela corriente.

Existen relevadores del tipo aleación fusible que no se pueden graduar, pero queofrecen una protección confiable contra sobrecarga.

Los relevadores de sobrecarga se seleccionan en base a la corriente nominal deplaca del motor, su factor de servicio y a la temperatura de operación, la cual esnormalmente de 30ºC, (considerando que es la misma de la ubicación delcontrolador). En caso de que estas temperaturas sean diferentes se deben realizarajustes de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

203



d) Lámparas piloto o indicadoras

Las lámparas piloto se usan como elementos auxiliares de señalización para indicarla condición de un componente remoto en un sistema de control. Por ejemplo:- Lámpara roja, sistema energizado

- Lámpara verde, no energizado- Lámpara amarilla o ámbar condición anormal del sistema de control

e) Relevadores electromagnéticos

Son desconectadores electromagnéticos que se emplean como dispositivosauxiliares en los circuitos de control de arrancadores de motores grandes odirectamente como arrancadores en motores pequeños.

Cada relevador electromagnético abre y cierra un conjunto de contactos cuando subobina se energiza. Los relevadores de control se usan por lo general en circuitos debaja potencia y pueden incluir relevadores de tiempo retardado que cierran y abrensus contactos en intervalos de tiempo definidos.

Como alternativa a los relevadores electromagnéticos se tienen los estáticos, que através de circuitos electrónicos realizan con ventajas las operaciones requeridas.

f) Relevadores de control de tiempo

Cuando en un sistema eléctrico se requiere controlar el tiempo de operación de unequipo, dar una cierta secuencia o cumplir con funciones a intervalos de tiempo, seusan los llamados “relevadores de control de tiempo” cuyo principio de operación sepuede basar en la acción neumática, los de fluido amortiguador, los que usanmotores eléctricos, del tipo estático, etc. Los dos primeros son elementos que operanen forma mecánica.

Los relevadores de tiempo a base de un motor eléctrico (y levas ajustables) se usanen operaciones de control que son cíclicas.

Los relevadores de tiempo del tipo estático controlan sus operaciones en base a uncircuito integrador.

g) Alternadores eléctricos

Estos elementos son usados cuando se requiere en un sistema de control, elarranque y paro automático de dos o más motores (bombas) en forma alternada paraun mismo servicio, por ejemplo, instaladas en un tanque común en donde uno serárelevo del otro, o para operar ambas cuando la demanda exceda la capacidad de unade las dos unidades de bombeo, o simplemente para uniformizar el desgaste en cadauna de ellas. Son empleados comúnmente en:

204



- Suministro de agua potable a tanques o cárcamos- Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores- Dosificación de reactivos en plantas potabilizadoras

6.3.2.1 Instrumentación de control

Se refiere a elementos que no son parte del control del motor, pero intervienen en lasecuencia de su operación, proporcionando señales permisivas o condicionales, porejemplo los siguientes:

a) Interruptores de límite

Su acción, depende de la posición de un dispositivo mecánico, sensible a distintostipos de señales como son la dirección de rotación, posición, límite, etc. Seseleccionan de acuerdo a su tipo de instalación, voltaje, carga y ambiente deubicación.

b) Interruptores de nivel

Son dispositivos de control que permiten abrir o cerrar un circuito eléctrico comoresultado de un incremento o disminución en el nivel de líquido (agua) de un tanque,recipiente, sumidero o cárcamo.

Los más comunmente usados en las instalaciones de distribución de agua potable,tratamiento y alcantarillado son:

b.1) Tipo electrodo.- También conocido como sonda eléctrica, basa sufuncionamiento en abrir y cerrar un circuito de control eléctrico siempre energizado.

En su forma más simple consta de una sonda compuesta de un cable duplex conaislantes a prueba de agua, intemperie, luz solar y uso rudo que se enrolla ydesenrolla en un tambor al subir o bajar el electrodo conectado en uno de susextremos, al seguirse el cambio de nivel de agua clara dentro de un pozo.

b.2) Tipo pera.- Por su diseño sencillo (no lleva partes movibles), construcciónsellada y con materiales resistentes a sustancias corrosivas (mantenimientoprácticamente nulo), además de su bajo costo, este dispositivo está siendoampliamento utilizado para detectar los niveles de agua clara o aguas negras encualquier depósito, cárcamo o canal siempre y cuando exista poca turbulencia uoleaje sobre el espejo de agua. Constituido por una cubierta de PVC (pera), la cual

es soportada por un cable conductor con aislante del mismo material, mantienesellado el entorno del contacto eléctrico dado por una cápsula de mercurio que alvariar su posición conforme el nivel del líquido llega al detector, cierra y abre uncircuito eléctrico de control.

b.3) Flotador.- Su uso más frecuente es para arrancar o parar equipos de bombeohidráulico y su función principal es mantener un nivel de agua dentro de los valoreslímites (definidos por límite máximo y límite mínimo) en tanques de gran capacidad y

205



cárcamos. Existen distintas versiones constructivas de estos interruptores, perotodos se basan en el mismo principio, que es la acción de un flotador sujeto desde laparte superior del recipiente o depósito por un cable, el cual mediante poleas,transmite su movimiento a un contrapeso que a su vez abre o cierra los contactos deun microinterruptor convirtiendo esta acción en una señal de mando sobre el

dispositivo del circuito eléctrico de control respectivoc) Interruptor de presión

Al igual que el elemento anterior, este convierte una acción de movimiento o defuerza ejercida por la variación de la presión estática, dentro de la tubería o unrecipiente cerrado, a una señal de mando sobre el correspondiente dispositivo delcircuito eléctrico que finalmente actuará al equipo de control, manteniendo dichavariable dentro de los valores límites operacionales. Se diseñan de diferentes tiposdependiendo del rango de presión manejado.

d) Interruptor por temperatura (elementos térmicos)

Son elementos que básicamente emplean dispositivos bimetálicos, sondas deresistencia o termopares como sensores de temperatura, que accionan sobre gruposde contactos cuando se presentan cambios de esta variable dentro de los rangosfijados como límites del control.

e) Interruptor detector de ruptura de bandas

Se emplean en transportadores de sólidos o lodos en los cuales se desea detectar laruptura de banda.

Se conectan directamente a la flecha de la polea de cola del transportador, de talforma que al dejar de girar se operan unos contactos, que provocan el paro delmotor.

Se seleccionan de acuerdo a su tipo de montaje, Volts, Amperes y ambiente deubicación.

f) Sensores de vibración

Se emplean en motores, bombas y turbinas de gran potencia y están integrados pordispositivos que se instalan directamente en la flecha del equipo y que envían susseñales a amplificadores que a su vez accionan contactos auxiliares de alarma yparo.

La selección adecuada de estos sistemas se hace en base a la amplitud máxima devibración del equipo de acuerdo a datos del fabricante, el tipo de instalación de lossensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación.

206



g) Tacómetros

Detectan la velocidad de giro y se utilizan en motores, bombas y turbinas de grantamaño. Pueden ser del tipo mecánico, centrífugo o electrónico.

Dentro de estos últimos se emplean transductores que producen una señal analógicao digital proporcional a la velocidad.

De acuerdo al tipo de transductor se tienen los tipos siguientes:

- De corrientes parásitas- De corriente alterna- De corriente directa o dínamo- De frecuencia

La selección adecuada de estos dispositivos se hace en base a la velocidad de gironominal del equipo de acuerdo a datos de placa, el tipo de instalación de lossensores, el voltaje de control y su ambiente de ubicación.

6.3.2.2 Controlador lógico programable (PLC)

El controlador lógico programable (plc), es un sistema electrónico computarizado queprogramado de manera adecuada puede realizar, con grandes ventajas técnicas yeconómicas, las maniobras de control y protección de un sistema.

Normalmente, consiste de una unidad central de proceso y varios módulos deentradas y salidas, para manejar señales digitales o analógicas, que se instalan enbastidores soporte en un tablero diseñado para tal fin.

Para un plc una entrada o salida digital, estará representada por la presencia oausencia de voltaje en el punto de conexión correspondiente. En cambio una entradao salida analógica corresponde a un valor dado en milivolts o microamperes.

Por lo anterior, cuando el PLC debe mandar una señal de control a un dispositivocuya corriente de operación excede la capacidad de su circuito de salida , se debenutilizar relevadores de interfase que tengan la capacidad suficiente. Esto norepresenta una desventaja frente a una de las principales características del PLC quees poder sustituir una gran cantidad de relevadores de secuencia.

Para seleccionar un PLC, se debe especificar la cantidad de salidas y entradas,analógicas y digitales, la capacidad de memoria y el tipo de bastidor de montaje. Asícomo los equipos periféricos como el dispositivo de programación, de comunicación,etc.

6.3.2.3 Cables de controlLos cables de control están formados por uno (monopolar) o por varios conductorescon aislamiento individual y agrupados por una cubierta exterior para formar un solo

207



conjunto multiconductor.El uso del cable multiconductor será opcional para las instalaciones de agua potable,saneamiento y alcantarillado.

Los elementos que los integran se describen a continuación.

a) Conductores. Calibre 14 AWG formados por hilos de cobre suave recocido oaluminio.

b) Aislamiento (individual). Formado por compuestos termoplásticos o elastoméricos,capaces de trabajar a 600VCA max. a una temperatura de 95 ºC en ambiente seco y75 ºC en ambiente húmedo.

c) Pantalla metálica o blindaje (opcional). Formada por cintas o mallas de cobresobre la cinta reunidora. Su función es la de evitar la inducción originada porsistemas de alta o baja tensión. Para evitarlos se pueden blindar adicionalmente engrupos o en pares.

d) Cubierta exterior (en multiconductor). En general los cables de control llevan unacubierta para protegerlos contra daños de agentes externos como luz solar,humedad, ambientes corrosivos, etc. Para brindar una protección adicional contra lacorrosión, se utiliza una cinta de 5 mm. de espesor de bronce bajo esta cubierta, estacinta también brinda una protección contra roedores y termitas en cablesdirectamente enterrados.

6.3.2.4 Métodos y prácticas para la limitación de voltajes inducidos

Los métodos para limitar los transitorios inducidos en el cable de control son:

1) Diseñar adecuadamente las rutas de los cables de control y su protección, esdecir, no juntarlos en las rutas de los cables de energía.

2) Mantener los voltajes transitorios en niveles inferiores al de falla del aislamiento delos cables (menor de 3 kV). Esto se puede lograr con un buen aterrizaje del equipoinstalado.

3) Utilizar un blindaje en los cables que estén o pasen junto a cables de energía y ensistemas con una tensión al neutro superior a 150 kV y aterrizarlo en los dosextremos.

Los materiales para el blindaje pueden ser:

a) Cinta de cobre sobre el cable

b) Conduit de cobre con juntas soldadas

c) Conductor de cobre desnudo junto a los cables de control

208



d) Cinta poliester con una capa de aluminio

4) El neutro de los transformadores de corriente o de los transformadores depotencial que va a tierra, debe conectarse en la caja de tableros.

5) Los cables secundarios de los transformadores de corriente o de potencial quesalen de los equipos de alta tensión, deben correr lo más próximo posible a suconexión con la red de tierras, antes de continuar al edificio de tableros.

6) En todos lo cables de control de la zona de alta tensión debe evitarse que seformen mallas, o sea que el conductor de ida y el de regreso de cualquier circuitodebe correr por la misma ruta y juntos. Si el cable de control es muy largo, sedeberán poner a tierra puntos intermedios del blindaje, (cada 20 m. más o menos),para evitar tensiones inducidas elevadas en la pantalla durante los transitorios.

7) El tubo conduit de aluminio o de acero galvanizado tiene excelentes propiedadespara el blindaje de conductores.

8) Los cables de control sin blindaje se pueden proteger en formas diferentes:

a) Poniendo a tierra en sus dos extremos, conductores de reserva.

b) Colocando tapas metálicas sobre la trinchera y conectando a tierra cada una deellas. Estas tapas podrán ser de fierro o aluminio.

c) Instalando en cada una de las paredes de las trincheras un cable de cobredesnudo de 4/0 AWG que se conectará a la red de tierras cada 20 m.

9) Para los casos de radio frecuencias del orden de mega hertz, se conectan a tierralos extremos de un capacitor de 0.1 micro-farad en las terminales de cada conductordel cable de control.

10) En el caso de subestaciones con bancos de capacitores de alta energía, lostransitorios se tratarán de suprimir en fuente (interruptor) utilizando unas resistenciasde 160 ohms que ya deben traer los interruptores correspondientes y ademáspunteando a tierra, lo más cerca posible del edificio de tableros, a través decapacitores.

11) En los registros, los cables de control y protección deberán entrar en ángulo rectocon los cables de energía de baja tensión.

6.4. DIAGRAMAS LÓGICOS DE CONTROL

El propósito de estos diagramas es el de mostrar el desarrollo de la secuencia lógicade operación del sistema de control.

Este tipo de diagramas, en cierta forma muestran la relación funcional que existe

209



210

entre los elementos que intervienen dentro del sistema, pero no es un diagrama deconexiones.

El desarrollo de la secuencia lógica del sistema de control es mostrada por medio desímbolos de compuertas lógicas “Y”, “O”, y “NO” y/o la combinación de estas,

manejando señales lógicas 0 y 1 (ver figura 6.1A).



Figura 6.1A Diagrama esquemático de control (Simbologia)

211



212

6.5. DIAGRAMAS DE CONTROL ELÉCTRICO

Estos diagramas también conocidos como diagramas de escalera se desarrollan conla finalidad de mostrar el arreglo de las conexiones e interconexiones físicas de todoslos elementos que intervienen en el control de arranque/paro de los motores y otrascargas eléctricas de un sistema, mostrando la polaridad de alimentación, bornes de

conexión y los elementos auxiliares.

En cierta forma, también se muestra la secuencia en la cual se desarrollan lasoperaciones de control, por lo que algunos proveedores de PLC's los utilizan para suprogramación.

La correcta estructuración de un diagrama de control debe considerar lo siguiente:

- Simbología estandarizada (ver figura 6.1B).

- Número de identificación para cada uno de los elementos integrantes el diagrama.

Este número lo asigna el diseñador.

- Número de identificación de cada uno de los puntos de conexión de los dispositivosde fuerza y control los cuales se obtienen de la información de fabricantes

- Número de identificación de tablillas terminales en gabinete(s)

- Identificación de cables de interconexión

- En general, identificación de todos los puntos de conexión (en campo y en tableros)



Figura 6.1B Diagrama lógico de control (Simbología)

213



6.6. EJEMPLOS DE SISTEMAS DE CONTROL

A continuación se ejemplifica en forma descrita y/o esquemática, el funcionamientode algunos sistemas de control básicos, con el objeto de complementar elconocimiento de la operación de los mismos.

6.6.1 Arranque y paro de motor(figuras 6.2 y 6.3)

6.6.2 Control de nivel en tanque elevado

(figuras 6.4 y 6.5)

Aplicación:Control del nivel de agua en un tanque elevado alimentado por un cárcamo o un pozode extracción de agua.

Secuencia de operación:

El arranque del motor se inicia cuando el electronivel L1 envía la señal de alto nivel.Una vez iniciada la operación el motor dejará de operar hasta alcanzar el nivel delinterruptor de nivel H, el cual enviará la señal de paro. El siguiente ciclo de operaciónse dará cuando el nivel de agua llegue al interruptor L1.

6.6.3 Secuencia de arranque

(figuras 6.6, 6.7 y 6.8)

Aplicación:

Controlar la operación de dos o más motores de forma secuencia, a partir de unaacción evitando el arranque simultáneo de motores.


Como ejemplo se tienen cuatro motores, de los cuales tres se arrancarán a través lasecuencia 123, 234, 341 ó 412 y el cuarto se mantendrá de reserva. La tabla 1 de lafigura 6-8 muestra la posición que se debe escoger en el selector para mantener unasecuencia determinada.

En esta misma figura, se aprecia en el circuito de control del motor, que existe otroselector para operar los motores en forma automática o manual, o para dejarlosfuera. La operación en forma manual depende de los botones de paro y arranque,mientras que la operación automática depende del circuito de secuencia.

En el circuito de secuencia se observa lo siguiente:

La posición de secuencia 123 en el selector, activa la bobina R.A., que cerrará suscontactos en el circuito del motor 1, del motor 2 y del motor 3. El circuito del motor 4no tiene contactos R.A. y por lo tanto no arrancará. Al cerrar el contacto R.A., del

214



215

circuito del motor 1, se activan las bobinas del relevado REM y su correspondienterelevado de tiempo RT1.



Figura 6.2 Diagrama lógico de control : Arranque y paro de moto

216



Figura 6.3 Diagrama esquemático de control : Arranque y paro de m

217



Figura 6.4 Diagrama de flujo: Control de nivel en tanque elevado

218



Figura 6.5 Diagrama esquemático de control: arranque y paro de bomba para alimentac

219



Figura 6.6 Diagrama de flujo: Secuencia de arranque (automático

220



Figura 6.7 Diagrama lógico de control: Secuencia de arranque

221



Figura 6.8 Diagrama esquemático de control: Secuencia de arranq

222



223

En este caso, el motor 1 arrancará inmediatamente, cuando los contactos M1 cierran.Después de un lapso de tiempo (que es determinado por RT1), se cierra el contactoRT1 del circuito del motor 2, energizando sus bobinas de tiempo y de arranquerespectivas. De forma similar se arranca el motor 3, pero aunque cierre sus contactosRT3, no le es posible energizar a las bobinas RM4 y RT4 ya que los contactos RD,

RB y RC están abiertos. De esta manera se tienen 3 motores con arranquesecuencial y uno de reserva.

6.6.4 Transferencia

(figuras 6.9 y 6.10)

Aplicación:

El Sistema de control consiste de dos partes principales: La primera es cuando lacarga está conectada a la fuente normal con su circuito de control correspondiente; yla segunda, cuando dicha carga se transfiere a la fuente de emergencia condición en

la cual, se usa el circuito de control para la condición anormal.


En condiciones de operación normal, la fuente alimenta al circuito de controlcorrespondientes el cual energiza la bobina del relevador de transferencia (SE).manteniendo encendida la lámpara verde (fuente normal) y energizada la bobina delrelevador de corte de carga normal (N) y éste cierra sus contactos para alimentar a lacarga.

Si ocurre una falla en la fuente normal, el circuito de control correspondiente queda

desenergizado, conectando la carga a la fuente de emergencia, lo cual se indica alencenderse la lámpara roja (R).

Cuando la fuente normal recupera sus condiciones de operación, su circuito decontrol toma el mando de nuevo y reestablece la alimentación.

Se observa que existe un doble bloqueo para que no se produzcan corto circuitos osobre voltajes al alimentar la carga, ya que hay un contacto SE el cual está abiertocuando la fuente normal funciona correctamente y además existe un bloqueomecánico con los contactos del relevador de corte de carga de emergencia (E).



Figura 6.9 Diagrama lógico de contro l: Transferencia

224



225

Figura 6.10 Diagrama esquemático de control: Transferencia



226

6.6.5 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad delagua.

(figuras 6.11, 6.12 y 6.13)

Aplicación:

Este tipo de sistemas de control se utilizan cuando se desea automatizar la operaciónremota de una bomba para extracción de agua con ciertas características y lasdebidas protecciones al motor de la misma.


La operación de ésta configuración depende de la posición del selector manual-automático. Cuando el selector está en posición manual el funcionamiento es elmismo que el indicado en las figuras 6.2 y 6.3 para el arranque de un motor.

Si se posiciona al selector en modo automático, el motor funcionará mientras no bajeel nivel del agua, mientras no disminuya la presión y también, mientras no varíe lacalidad del agua.



Figura 6.11 Diagrama de flujo: Operación de bomba por baja presión, bajo nivel y b

227



Figura 6.12 Diagrama lógico de contro l: Conexión y desconexión por baja presión, bajoagua

228



Figura 6.13 Diagrama esquemático de control : conexión y desconexión por baja presióndel agua

229



6.6.6 Control de nivel en varios tanques de almacenamiento

(figuras 6.14, 6.15 y 6.16).

Aplicación:

Controlar el nivel en varios tanques de almacenamiento, estando alimentados desdeuna cisterna o cárcamo mediante una bomba con motor eléctrico.

El control de nivel se obtiene controlando el arranque/paro de la bomba.Se requieren interruptores de alto y bajo nivel en cada tanque de almacenamiento yun interruptor de bajo nivel en el cárcamo o cisterna.


Los interruptores de nivel operan normalmente cerrados, de tal forma que si existebajo nivel en cualesquiera de los tanques, automáticamente arrancará la bomba y se

parará hasta que el alto nivel se presente en todos los tanques de almacenamiento.

El interruptor por bajo nivel en el cárcamo o cisterna, funciona como permisivo deparo de la bomba.

6.6.7 Control de alumbrado por fotocelda

(figura 6.17)

Aplicación y secuencia de operación:

Se requiere controlar la alimentación al tablero de alumbrado para esto se utiliza un

relevador M, cuya bobina está energizada siempre que el selector SS esté enposición manual, y dicha bobina solo se energiza cuando el contacto de la fotoceldase cierra, en la posición automática del selector.

De este modo tenemos que el selector está en posición manual, la bobina estarásiempre energizada y el tablero de alumbrado estará alimentado, y si el selector estáen posición automático, se necesita que la fotocelda esté operando para que elrelevador M cierre sus contactos. Ver diagrama lógico también dentro de la mismafigura.

6.6.8 Alarmas

(figuras 6.18 y 6.19)

Aplicación:

Gabinetes de alarmas (visuales y acústicas), mímicos, lámparas de señalización, etc.

Secuencia de operación:Cuando se activa alguna de las alarmas mostradas en estos diagramas (alarma n),

230



231

energiza su correspondiente relevador (Rn) y lámpara (An).

El que se energize cualquier relevador de alarmas, tiene como consecuencia que seactive la alarma acústica. Ésta permanecerá operando hasta que se presione elbotón de conocimiento, que a su vez operará el relevador RG y la lámpara AG.



Figura 6.14 Diagrama de flujo y cont rol de nivel en varios tanque

232



Figura 6.15 Diagrama lógico de control, arranque y paro con varios tanques de

233



Figura 6.16 Diagrama esquemático de control, arranque y paro con varios tanques

234



Figura 6.17 Diagramas lógico y esquemático de control de alumbrado po

235



Figura 6.18 Diagrama lógico de control: Alarmas

236



Figura 6.19 Diagrama esquemático de control: Alarmas

237



Los diodos indicados en el diagrama esquemático de control se utilizan para que encaso de que exista alguna alarma, se energize sólo una bobina (con su respectivalámpara) a la vez; y para que al presionar el botón de prueba, se enciendan todas laslámparas sin accionar ningún relevador y sin embargo, se haga operar a la alarmaacústica.

En resumen, tenemos: cuando una alarma se activa, enciende una lámpara y laalarma acústica, si se oprime entonces el botón de conocimiento de alarmas, laalarma acústica cesa y se enciende la lámpara principal AG. El sistema permaneceactivo hasta que se desactiva la alarma que inició la operación.

6.6.9 Control de retrolavado de fil tros

(figuras 6.20, 6.21 y 6.22)

Aplicación:

Automatizar la operación secuencial de las válvulas de seccionamiento(apertura/cierre) y del equipo de bombeo involucrado en el proceso de retrolavado defiltros, para una planta de tratamiento de aguas residuales.

Este tipo de sistemas de control secuencial, por el hecho de tener cierta complejidad,es recomendable operarlos en forma automática, a través de un secuenciador a basede microprocesador o de un control lógico programable (PLC). En estos sistemasparticipan elementos primarios o detectores (interruptores de nivel, de posición,botones o mandos manuales, etc.) los cuales con la ayuda de los diagramas lógicoso con los esquemáticos de control (escalera), serán configuradas como entradasdigitales al secuenciador, mientras que a los operadores de las válvulas, motores y

cualquier elemento final se le configurará como salida digital del mismosecuenciador.


Ya sea a través de la señal de alto nivel del interruptor LSH-1201 o de la señal delbotón manual PB-1201, la secuencia de operación para el retrolavado del filtro seiniciaría de la siguiente forma:

1.- Después de recibir la señal del LSH-1201 ó PB-1201 se envía la señal de cierre alas válvulas KV-1201 y KV-1210.

2.- Una vez confirmado el cierre de estas válvulas, se envía la señal para activar elsecuenciador de apertura de la válvula de drenaje KV-1204.

3.- Confirmado el bajo nivel del filtro por medio del interruptor de bajo nivel LSL-1202,se envía la señal al secuenciador que abre la válvula para aíre KV-1207 y al arranquedel motor del compresor de aíre.

238



239

4.- Una vez terminado el tiempo fijado y con la válvula KV-1207 abierta y elcompresor operando, se envía la señal de apertura a la válvula KV-1213 y dearranque a la bomba de retrolavado BA-1201.



Figura 6.20 Diagrama esquemático de retrolavado: Filtros

240



Figura 6.21 Diagrama lógico de control : Retrolavado de fi ltros

241



Figura 6.22 Diagrama esquemático de contro l: Retrolavado de fi lt

242



243

5.- Una vez transcurrido el tiempo necesario para el lavado simultáneo aire-agua, seenvía la señal de para del motor del compresor y cierre de la válvula KV-1207, apartir de este momento el retrolavado se realiza únicamente con agua; transcurridoel tiempo necesario, se envía la señal de paro de la bomba BA-1201 y cierre de lasválvulas KV-1204 y KV-1213.

6.- Con todas las válvulas cerradas y después de transcurrido el tiempo necesariopara que la arena se asiente, se envía la señal de apertura de las válvulas KV-1210 yKV-1201 con lo cual finaliza el retrolavado del filtro FG-201.

7.- La secuencia de operación de retrolavado se detendrá en caso de detectar bajonivel en el tanque de agua clara FB-200 mediante el interruptor LSL-1203

6.6.10 Circuito alternador (figuras 6.23 y 6.24)

Aplicación:

El circuito alternador (comercialmente conocido como alternador eléctrico), es unsistema de control utilizado para el arranque y paro automático en forma alternada,de dos bombas instaladas con un tanque común, con la finalidad de uniformizar eldesgaste en cada una de ellas. Además contempla la operación de una bomba encaso de falla de la otra unidad, o la opción para operar ambas cuando la demandaexceda la capacidad de una de las dos unidades de bombeo. Son empleadoscomúnmente en:

a) Suministro de agua potable a tanques o cárcamosb) Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores*

c) Dosificación de reactivos en plantas Potabilizadoras.*sistema ejemplificado con las figuras 6-23 y 6-24 descritas a continuación


a) Los dos interruptores de nivel tipo ¨pera¨ A y B, son utilizados como elementosprimarios del sistema de control.

b) El circuito alternador opera primero una bomba y posteriormente la otra en cadacierre sucesivo del interruptor A.

c) Después de que el interruptor A se acciona, si el nivel del líquido continuaincrementándose y alcanza el nivel al cual el interruptor B esta ajustado, ambasbombas operarán.

d) Cuando una bomba está en operación normal y sale de servicio por falla omaniobra, la otra bomba arrancará automáticamente y continuará la operaciónsiempre y cuando la demanda de bombeo lo requiera.



Figura 6.23 Diagrama de flujo: Circuito alternador de dos motore

244



Figura 6.24 Diagrama de control eléctrico: circuito alternador de dos m

245



6.7. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS

R.I. Mc Intrye. Electric motor control fundamentals. Editorial Alfa Omega. Marcombo

I.L. Kosow. Control of electric machines. Editorial Prentice Hall

J.F. Partland. Practical electrical calculations. Electrical construction and maintenance

Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM

Catálogo Cuttler Hammer. 1986

Catálogo general. Control y distribución en baja tensión. IEM

Catálogo ASEA-MOTORES

Catálogo Asea-servicio refacciones

Catálogo Square-D. Centro de control de motores

Memotec colección CONDUMEX

John E. Traister. Completed handbook of electric motor controls. Editorial PrenticeHall

Gilberto Enríquez Harper. Instalación y control de motores de corriente alterna.Editorial Limusa

Domingo Almendarez Amador. Circuitos lógicos combinatorios IPN

Publicación NEMA, ICS (Industrial Control and Systems)

246



CONTENIDO

7. SISTEMAS DE EMERGENCIA ...........................................................................248

7.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................248

7.2 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS................................................................248

7.2.1 Determinación del tipo de carga.....................................................................248 7.2.2 Características eléctricas de los equipos .......................................................248

7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DEEMERGENCIA (MOTOGENERADOR) ...................................................................249

7.3.1 Datos de placa del equipo a alimentar ...........................................................249 7.3.2 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW ...........................249

7.3.3 Determinación de la carga a velocidad nominal en kVA y kW........................250

7.3.4 Determinación de los kVA y kW continuos y kVA y kW máximos ..................250

7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS ......................251 7.4.1 Datos básicos.................................................................................................251

7.4.2 Banco de baterías ..........................................................................................251

7.5 CARGADOR DE BATERÍAS.............................................................................255 7.5.1 Funciones del cargador..................................................................................255 7.5.2 Cálculo del cargador de baterías....................................................................255

7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN...........................................................................255

7.6.1 Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) ......................................255 7.6.2 Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido ..........................................261

7.6.3 Ejemplo de selección de baterías Níquel-cadmio...........................................262

7.6.4 Ejemplo de selección de cargador de baterías...............................................263

7.7 TABLAS.............................................................................................................264

7.8 GRÁFICAS ........................................................................................................273

7.9 Datos técnicos para la selección de una planta de emergencia (motogenerador)................................................................................................................................275

7.10 REFERENCIAS...............................................................................................276



7. SISTEMAS DE EMERGENCIA

7.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se establece el procedimiento y recomendaciones necesarias parala determinación de la capacidad de un sistema de emergencia de energía eléctrica,de acuerdo a la selección de las cargas que necesitan un servicio contínuo.

Un sistema de emergencia de energía eléctrica, es aquél que cuando se presentauna falla en el suministro de energía eléctrica normal, mediante dispositivos detransferencia (automáticos o manuales), pueden alimentar a ciertas cargas duranteun tiempo determinado, de acuerdo a las necesidades del usuario.

7.2 CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS

Para iniciar el cálculo de la capacidad de un sistema de emergencia, primeramentese debe contar con los datos de la carga que se alimentará, esta carga debe serprioritaria para la seguridad de las personas, control de instrumentos, control yprotección de equipo eléctrico de procesos.

7.2.1 Determinación del tipo de carga

a) Cargas de operación continua

Se refiere a la iluminación de emergencia, dispositivos de control y seguridad queson especificados como necesarios.

b) Cargas de operación variable

Se refiere a los equipos de fuerza (motores) cuyo servicio es de importancia

considerable para la conclusión de un proceso, la alimentación de emergencia serátransferida automáticamente e inmediatamente cuando falla el suministro normal.

7.2.2 Característ icas eléctr icas de los equipos

7.2.2.1. Alumbrado de emergencia

Las características eléctricas del equipo de alumbrado de emergencia para ladeterminación de la capacidad del sistema de emergencia son:Tensión nominalPotencia consumida (incluir la potencia consumida por el balastro)No de fasesTipo de alumbrado

CantidadRecabar las características anteriores y registrarlas en la tabla 7.1.

7.2.2.2. Equipo de fuerza (motores)

Las características del equipo de fuerza son:

Potencia en CPLetra código

248



Número de fasesTensión nominalTipo de arranqueVelocidadEficiencia

Factor de potenciaDe acuerdo al tipo de arranque se deberá indicar un factor multiplicadorRegistrar los datos anteriores en la tabla 7.2.

7.2.2.3. Otras cargas

Para otras cargas diferentes los datos que se deben tomar son:Tensión nominal, en voltsPotencia consumida en watts y en volts-amperesNúmero de fasesRegistrar los datos anteriores en la tabla 7.3.

7.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE UNA PLANTA DEEMERGENCIA (MOTOGENERADOR)Desarrolle los pasos siguientes y regístrelos como se indica en la tabla 7.4.

7.3.1 Datos de placa del equipo a alimentar

Columna 1 a 4Utilice los datos de la tabla 7.2. 7.3.2 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW

Columna 5 y 6

7.3.2.1. Arranque a tensión plena del motor

Columna 5

Si el voltaje de alimentación es igual al voltaje nominal del motor, con la letra código"seleccione de la tabla 7.5 el valor promedio de kVA/C.P. y multiplique este valor porla potencia nominal (CP) del motor para obtener los kVA a rotor bloqueado. En casode no tener "letra código" para efectos de cálculo en este procedimiento considere unvalor de 6 veces la potencia nominal (V.A.) del motor. En caso de tener un voltaje de

alimentación diferente al voltaje nominal del motor, seleccione el valor para estacolumna en la tablas 7.6, 7.7.6.1 y 7.7.6.2 . Columna 6

Multiplicar el valor de la columna 5 por el factor de potencia al arranque del motor,seleccionado en la tabla 7.7 .

249



7.3.2.2. Arranque a tensión reducida

Utilice los factores de multiplicación (F.M.) indicados en la tabla 7.8..

Columna 5 y 6

Para la carga a rotor bloqueado desarrollar la siguiente fórmula:A = A X F.M.1 . (7.1)

donde:A = Valor a tensión reducida en kVA ó kWA 1 = Valor de columna 5 y 6 considerando a tensión plena en kVA ó kWF.M. = Factor de multiplicación (su valor depende del tipo de arranque

empleado).

7.3.3 Determinación de la carga a velocidad nominal en kVA y kW

Columna 7Para determinar la carga a velocidad nominal en kVA se desarrolla la fórmulasiguiente:

kVA =0.746 C.P.

F.P.

××η

(7.2)

donde:kVA = Potencia nominal del motorC.P = Potencia nominal del motor en caballos de potencia

η = Eficiencia en por unidadF.P = Factor de potencia

En caso de no contar con el valor de la eficiencia y del factor de potencia utilizar lasfiguras 7.1 y 7.2 .

Columna 8

Para calcular la carga a velocidad nominal en kW se utiliza la fórmula siguiente:

C.P.0.746=

η

×kW (7.3)

donde:kW = Potencia nominal del motor

7.3.4 Determinación de los kVA y kW cont inuos y kVA y kW máximos

Columnas 9 al 12

Escriba en el 1er renglón de la columna 9 y 10, el valor total de la carga dealumbrado y/o otras cargas (expresadas tanto en kVA como en kW).

250



Para el arranque del 1er motor

a) Sume los kVA de la columna 5 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior yanote el resultado en la columna 11.

b) Sume los kW de la columna 6 a los kW de la columna 10 del renglón anterior yanote el resultado en la columna 12.

c) Sume los kVA de la columna 7 a los kVA de la columna 9 del renglón anterior yanote el resultado en la columna 9.

d) Sume los kW de la columna 8 a los kW de la columna 10 del renglón anterior yanote el resultado en la columna 10.

e) Repita los pasos descritos anteriormente para cada motor hasta tener toda lacarga que alimentará la planta de emergencia.

La potencia eléctrica que debe suministrar la planta de emergencia, estará en funciónde la carga que alimentará; para esto se toman los valores máximos de las columnas9, 10, 11 y 12 de la tabla 7.4 y multiplicarlos por un factor de ampliación futura.

Con estos nuevos valores y catálogos de fabricante, se seleccionará el rangoinmediato superior a todos estos valores.

7.4 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL BANCO DE BATERÍAS

7.4.1 Datos básicos

Los datos que a continuación se mencionan son necesarios para el cálculo de la

capacidad del banco de baterías para asegurar su buen funcionamiento.

7.4.1.1. Condiciones ambientalesTemperatura del medio ambienteAltitud sobre el nivel del marHumedad

7.4.1.2. Condiciones eléctricas

Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de bateríasTensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia

7.4.2 Banco de baterías

7.4.2.1. Definición de la carga eléctrica

Primeramente se debe contar con los valores de las cargas eléctricas que alimentaráel banco en el período de emergencia (falla de corriente alterna), en la tabla 7.9 seindicarán los datos que se deben obtener de las cargas.

251



7.4.2.2. Secuencia de descarga

Se utilizan los datos de la tabla 7.9 para establecerlos en una gráfica de corrientecontra tiempo, que indica la secuencia de descarga del período de emergencia.

La siguiente gráfica es un ejemplo de la secuencia de descarga típica para tableros

de mediana tensión con arreglo de enlace secundario.

T1

T2

I3I1

I2

T3

(T) MINUTOS

(I)

CORRIENTE

Gráfica 7.1 Secuencia de descarga típica de tableros de mediana tensión

I1 = Corriente en amperes en un tiempo T1, disparo de interruptor bus A ó B ycierre del interruptor de enlace.I2 = Corriente en amperes constante durante todo el período de emergencia,por ejemplo, luces de piloto.I3 = Corriente en amperes durante el último tiempo (T3) de descarga.

7.4.2.3. Cálculo del número de celdas

El número de celdas se obtiene de la siguiente fórmula:

f/c

mín

V

V=Nc (7.4)

donde:NC = Número de celdasVmí = Tensión mínima en c.d. del banco de bateríasn

V = Voltaje final por celda, al final de la descarga (el valor se toma de las

tablas contenidas en los catálogos de baterías)f/c

7.4.2.4. Capacidad mínima requerida

La capacidad es el producto de la intensidad por el tiempo, tenemos que:C C I T (Ah)mín i

i 1

n

i ii 1

n

= == =∑ ∑ (7.5)

donde:Cmí = Capacidad mínima requerida, en amperes-hora (Ah)n

Ci = Capacidad requerida por carga durante su intervalo de tiempo

252



ITi i = Corriente (en amperes) durante un intervalo de tiempo (en horas)Cmí es una capacidad teórica, por lo que debemos seleccionar de catálogo defabricantes una batería con mayor capacidad, de acuerdo con la capacidad otipo de descarga.

n

7.4.2.5. Cálculo del banco de batería plomo-ácidoPara iniciar el cálculo necesitamos contar con los datos siguientes:

Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de bateríasTensión de entrada en c.a., número de fases y frecuenciaSecuencia de descargaNúmero de celdasCapacidad mínima requeridaTipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada

Procedemos a determinar el número de placas positivas. Necesitamos conocer el

tiempo equivalente de descarga con la mayor carga para suministrarlos con lacapacidad mínima requerida.

TC

Ieqmín

má x

= (7.6)

donde:Teq = Tiempo equivalente de descarga de acuerdo con la corriente

máximaCmí = Capacidad mínima de descargan

Imá = Corriente máxima durante el período de descarga

De acuerdo al voltaje final por celda, al tipo de batería seleccionado y al tiempoequivalente de descarga, se toma el valor de la corriente por placa positiva. Conestos datos determinamos el número de placas positivas.

No. de placas positivas=I

Imá x

p

(7.7)

donde:Ip = Corriente por placa

De acuerdo a lo anterior nuestra batería queda conformada por el número de celdasy el tipo de batería.

7.4.2.6. Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio

Para iniciar el cálculo del banco necesitamos los siguientes datos:

Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de bateríasTensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia

253



Secuencia de descargaNúmero de celdasCapacidad mínima requeridaTipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada

En los catálogos se encuentran las curvas típicas de descarga, las cuales estáncalculadas en función del voltaje final por celda, el porcentaje de la capacidadutilizada y la corriente en función de la capacidad.

Como el voltaje final por celda, ya fue determinado, entonces procedemos aencontrar los parámetros que se necesitan para poder seleccionar la bateríaadecuada.

Corriente en función de la capacidad

Si multiplicamos y dividimos la corriente de cada intervalo de tiempo por la capacidadnominal de la batería seleccionada, tenemos que el resultado no se altera, es decir:

I =IC

CB

B

(7.8)

donde:I = Corriente de una carga durante un intervalo de tiempoCB = Capacidad nominal de la batería seleccionada

Pero necesitamos conocer la corriente en función de la capacidad, por lo quesustituimos únicamente el valor de la capacidad en el denominador.De esta manera ya tenemos la corriente en función de la capacidad

Porcentaje de la capacidad utilizada

Ahora para determinar el % de la capacidad tenemos:

%C %CC (100)

CT i

i

Bi 1

n

i 1

n= = ∑∑

== (7.9)

donde:%CT = Porcentaje de la capacidad nominal a utilizar%Ci = Porcentaje de la capacidad utilizada en la batería durante un

intervalo de tiempo

Con los datos anteriormente encontrados, nos referimos a las curvas típicas ytrazamos nuestra propia curva, la cual nos va a indicar si la batería seleccionada, esla adecuada.

Si el voltaje al final de la descarga obtenido en la curva es mayor al que habíamosdeterminado como mínimo, entonces nuestra batería es la adecuada, pero si no es

254



mayor hay que seleccionar otro tipo de batería y calcular nuevamente los parámetrosde la misma.

7.5 CARGADOR DE BATERÍAS

7.5.1 Funciones del cargadorBásicamente el cargador de baterías tiene la función de:Alimentar el consumo constante de amperes en c.d.Recargar la bateríaMantener cargada la batería

7.5.2 Cálculo del cargador de baterías

El voltaje nominal del cargador (V ) se obtiene desarrollando la fórmula siguiente:NC

VNC = (Carga de flotación) (Número de celdas) (7.10)

Corriente de cargaIs I ICTE= + (7.11)

donde:IS = Capacidad de corriente de salida de c.d. en amperesI = Capacidad de corriente parcial de salida de c.d. en amperesICTE = Carga constante en amperes

I =% I

100 C

NB× (7.12)

%NI = Porcentaje de la capacidad nominal para cargarse en un tiempo

determinado (se obtiene de catálogos del fabricante)

7.6 EJEMPLOS DE APLICACIÓN

7.6.1 Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador)

En el siguiente ejemplo de cálculo, se supone una combinación típica de cargas. Lacarga de alumbrado, dispositivos de control y seguridad, operarán en forma contínua.Los motores se arrancarán en forma progresiva de mayor a menor.

1) Cargas que alimentará la planta

Datos del alumbrado

Tipo dealumbrado

Tensiónnominal

No de Cantidad Pot. Consumida Pot. Total

(volts) fases wattsvoltsamp

wattsvoltsamp

incandescente 127 1 10 60 60 600 600fluorescente 127 1 8 40 44.5 320 355.5

255



Datos de motores

PotenciaC.p

LetraCódigo

Número defases

Tensiónnominal(volts)

Tipo dearranque

Factormultiplicador

Velocidad

25 G 3 220 tensión plena 1 36001 F 3 220 tensión plena 1 36001 E 3 220 tensión plena 1 3600

7 1/2 H 3 220 tensión plena 1 36005 H 3 220 tensión plena 1 3600

Otras cargas

Nombre delequipo

Tensiónnominal No. De Cantidad Pot. Consumida Pot. Total

(volts) Fases Watts Volts amp WattsVoltsamp

Instrumentación para

seguridad ycontrol

127 1 1 20 20 20 20

2) Determinación de la capacidad de la planta de emergencia

Datos de placa

Carga a rotor

bloqueado

Carga a

velocidadnominal

Carga acumulada motor a

vel. nom. másotras cargas

Carga

acumulada arotor bloqueado

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

C.P.letra

códigofases volts kVA kW kVA kW

MáxkVA

MáxkW

ContkVA

ContkW

Alumbrado y equipo de control y seguridad 0.976 0.9425 G 3 220 148.75 62.47 23.81 21.19 24.786 22.13 149.73 63.4115 F 3 220 79.5 37.36 14.28 12.71 39.066 34.85 104.29 59.5010 E 3 220 47.5 22.8 9.52 8.47 48.586 43.32 86.57 57.657½ H 3 220 50.25 27.63 7.14 6.35 55.73 49.73 98.84 71.015 H 3 220 33.5 20.1 4.76 4.23 60.88 54.12 89.62 69.99

Columnas 1 a 4

Utilizar datos de las tablas anteriores

Columna 5

256



kVA (kVA /CP)(CP)

kVA 5.95 25 148.75 kVA

kVA 5.30 15 79.5 kVA

kVA 4.75 10 47.5 kVA

KVA 6.70 7.5 50.25 kVA

kVA 6.70 5 33.5 kVA

25C.P.

25C.P.

15C.P.

10C.P.

7 12C.P.

5C.P.

=

= × =

= × =

= × =

= × =

= × =

257



Columna 6kW kVA FP 148.75 kVA

kW 79.5 0.47 37.365

kW 47.5 0.48 22.8

kW 50.25 0.55 27.6375

kW 33.5 0.60 20.1

25C.P. 25C.P. ARRANQUE

15C.P.

10C.P.

7 12C.P.

5C.P.

= × =

= × =

= × =

= × =

= × =

Columna 7

4.760.890.88

50.746kVA

7.140.890.88

7.50.746kVA

9.520.890.88

100.746kVA

14.280.890.88

150.746kVA

23.81=0.890.88

250.746

F.P.

H.P.0.746 =kVA

5C.P.

7.5C.P.

10C.P.

15C.P.

25C.P.

=×

×=

=×

×=

=×

×=

=×

×=

××

=×

×

η

Columna 8

kW =0.746 CP 0.746 25

0.8821.193

kW0.746 15

0.8812.716

kW0.746 10

0.88 8.47

kW0.746 7.5

0.886.35

kW0.746 5

0.884.23

25C.P.

15C.P.

10C.P.

7.5C.P.

5C.P.

×=

×=

= ×

=

= ×

=

= ×

=

= ×

=

η

258



Columnas 9 a la 12

Columna 11kVA kVA kVA 148.75 0.976 = 149.726Col.11 = Col.5 Col.9 ant.+ = +

Columna 12 kW kW kW 62.475 0.94 63.415Col.12 Col.6 Col.10 ant.= + = + =

Columna 9kVA kVA kVA 23.81 0.976 24.786Col.9 Col.7 Col.9 ant.= + = + =

Columna 10kW kW kW 21.19 0.94 22.13Col.10 Col.8 Col.10 ant.= + = + =

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12

Columna 11

Columna 12

kVA 79.5 104

kW 37.365 22.13

Col.11

Col.12

= + =

= + =

24786 286

595

. .

.

Columna 9

Columna 10

kVA 14.28 39.066

kW 12.716 22.13 34.85

Col.9

Col.10

= + =

= + =

24786.

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12

Columna 11

Columna 12

kVA 47.5 39.066 86.566

kW 22.8 34.85 57.65

Col11

Col.12

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10

kVA . .

kW

.Col

Col

9

10

952 39066 4859

847 3485 4332

= + =

= + =

.

. . ..

259



Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12Columna 11

Columna 12

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

11

12

5025 4859 9884

2763 4338 7101

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

9

10

714 4859 5573

635 4338 4973

= + =

= + =

Repetir los pasos de las columnas 9 a la 12Columna 11

Columna 12

kVA

kW

Col

Col

.

.

. . .

. . .

11

12

335 5612 8962

201 4989 6999

= + =

= + =

Columna 9

Columna 10kVA 5.22 56.12 60.88

kW 4.39 49.89 54.12

Col.9

Col.10

= + =

= + =

Los valores máximos de las columnas 9, 10, 11 y 12 son:Columna 9 = 60.88 kVAColumna 10 = 54.12 kWColumna 11 = 149.105 kVAColumna 12 = 71.01 kW

Los valores para la selección de la planta son:Carga acumulada

kVA 60.88 1.35 82.18 kVA

kW 54.12 1.35 73.06

kVA = 149.105 1.35 = 201.29 kVA

kW = 71.01 1.35 = 95.86

= × =

= × =

×

×

kW

kW

De acuerdo a la tabla 7.9 la planta de emergencia motor generador seleccionada esla de motor modelo LTA10G1.

260



7.6.2 Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido

Se requiere de un banco de baterías para una subestación (cierre y apertura deinterruptores), para poder seleccionar la batería tenemos los siguientes parámetros.

1) Tensiones de operación

V 143Vc.d.

V 125Vc.d.

V 105Vc.d.

V 48V , 3 fases, 60 Hz

má x.

nom.

mín.

entrada c.a.

==

=

=

2) Definición de la carga eléctrica

Carga Amperes Tiempo ObservacionesCierre de interruptor 85 1 mín

Luces piloto 15 487 mínApertura de interruptor 85 1 mín

3) Secuencia de la descargaI (Amp)

85

15

1 479 500 T (min)

4) Número de celdas

N =V

Vcmín.

f /c (7.13)

Vf / = 1.75 V (se toma de catálogos de baterías)c

N =

105

1.75 = 60 celdasC

5) Capacidad mínima requerida

C C I Tmín ii 1

n

i ii 1

n

= ∑ = ∑= =

(7.14)

261



Por lo tanto

C 851

6015

478

6085

1

60

= 1.42 +119.5 +1.42

122.34 Ah

mín = ⎛

⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟ +

⎛ ⎝ ⎜

⎠⎟ +

⎛ ⎝ ⎜

⎠⎟

=

6) Seleccionamos el tipo PP

7) Tiempo equivalente de descarga

TC

I

122.34

851.44 1.5 horaseq

mín.

má x

= = = ⇒

8) Número de placas positivas

No. de placas positivas = II

= 8518

= 4.72 5 placasmá x.

mín.⇒

I 1P = 8 Amp en tabla 7.10 catálogo de baterías ácido-plomo voltaje final 1.75

9) BateríaEl tipo de batería es TT 2250 en tabla 7.11 catálogo de baterías ácido-plomo,densidad de 1265

7.6.3 Ejemplo de selección de baterías Níquel-cadmio

Supongamos que se requiere alimentar la misma carga del problema anterior, con lasmismas tensiones de operación, y la misma secuencia de descarga

Número de celdas :

CV

V

105

1.1492 celdas

mín

f/c

= = =

Vf/c= 1.14 V (se toma del catálogo de baterías)

Capacidad mínima requerida :

C Cmín i

i 1

n

i i

i 1

n

= = I T

= =

∑ ∑ (7.15)

Por lo tanto

C =851

60+15

478

60+85

1

60

=1.42+119.5+1.42

=122.34 Ah

mín

⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟

⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟

⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟

262



La batería seleccionada es SBM 161 de 161 Ah

Corriente en función de la capacidad I C

C

C C

I C

C

C C

I C

C

C C

B

B

B

B

B

B

B

B

B

B

B

B

1

2

3

85

1610 53

15

1610 09

85

161053

= =

= =

= =

.

.

.

Porcentaje de la capacidad utilizada :

%C %CC (100)

CT i

i

Bi 1

n

i 1

n

= === ∑∑

(7.16)

%. . .

. . .

% .

C

C

T

T

= ×

+ ×

+ ×

= + +

=

142 100

161

1195 100

161

142 100

161

088 7422 088

7598%

Con los datos de Vf/c, corriente en función de la capacidad y el porcentaje de lacapacidad utilizada nos referimos a las curvas para determinar si es la batería

adecuada.

El voltaje final por celda, al final de la descarga es de 1.16 V, el cual es mayor que1.14 V que es el voltaje que habíamos determinado como mínimo, lo que nos indicaque nuestra batería será de 92 celdas tipo SMB 161 de 161 Ah.

7.6.4 Ejemplo de selección de cargador de baterías

Necesitamos calcular el cargador de baterías para el problema anterior

Datos

Voltaje de entrada 480V 60 Hzc d. .

I 15 Amp.

V 125 V

V 142 V

CTE

nom c.d.

má x c.d.

=

=

=

No. y tipo de celdas = 92 SMB 161 AhVoltaje nominal del cargador

263



264

VNC

V 1.41 92

= 129.72V

=130V

NC

c.d.

c.d.

= (carga de flotación)(No de celdas)carga de flotación = 1.41(catálogo de baterías)

= ×

Corriente de cargaI I + Is CTE= (7.17)

I% I

100C =

20

100161= 32.2

N

mín= × ×

% I 20%N =

I 32.2 15 47.2 Amp.

para cargarse en 8 hrs (catálogo de fabricante de baterías)por lo tanto

S = + =

Por lo tanto el cargador debe ser de 130 Vc.d. y 47.2 Amp. como mínimo

7.7 TABLAS

Tabla 7.1 Datos de luminarios

Potenciaconsumida

Potencia totalTipo dealumbrado

Tensiónnominal(volts)

No. defases

Cantidad(por

unidad) watts Volts- Amp

watts Volts- Amp



Tabla 7.2 Datos de motores

Potencia(C.P.)

Letracodigo

Numerode fases

Tensionnominal

(volts)

Tipo dearranque

Factormultiplicador

Tabla 7.3 Datos de otras cargas

Nombre delequipo

Tensionnominal

No. Defases

Cantidad Potencia consumida (porunidad)

watts Volts-Amp

265



266

Tabla 7.4 Determinacion de capacidad de generacion



267

Tabla 7.5 Letras código a rotor bloqueado

Letra código kva / c.p. PromedioABC

DEFGHJKLMNPRS

TUV

0 -3143.15 - 3.543.55 - 3.99

4.0 - 4.494.5 - 4.995.0 - 5.595.6 -6.296.3 - 7.097.1 - 7.998.0 - 8.999.0 - 9.99

10.0 -11.1911.2 - 12.4912.5 - 13.9914.0 - 15.9916.0 - 17.99

18.0 -19.9920.0 - 22.3922.4 y mayores

2,953,343774,254,755,305,956,707,558,509,5010,611,8513,2515,0017,00

1921,20

(REFERENCIA: TABLA 430-7(B) NEC-1990)



Tabla 7.6 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arranqucódigo de la A hasta la V.


268



Tabla 7.6.1 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arraletras de código desde la A hasta la V.


269



270

Tabla 7.6.2 Requerimientos en KVA (de arranque) para motores de inducción con arraletras de código desde la A hasta la V




271

Tabla 7.7 Factores de potencia al arranque

Tabla 7.8 Arranque de motores a tensión reducida

Tabla 7.9 Defin ición de cargasNo. Descripcion Amperes Tiempo (min) Observaciones



Tabla 7.10 Especificaciones de baterias plomo acido (funcionamiento promedio com

densidad de 1265)

Tabla 7.11 Voltaje final 1.75 V/celda

(Catálogo de baterias, acido-plomo, información del fabricante)

272

Información de fabricante



7.8 GRÁFICAS100

90

80

70

60

%DE

EFICIENCIA

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

1 5 10 50 100 500 1,000 5,000 10,000

rpm síncrona

3,6001,800

1,200

900720 600

450 300

Gráfica 7.1 Curva característica para la eficiencia de motores de inducciónpolifásicos a plena carga, par normal y baja corriente de arranque

(Referencia : Motor Aplication and MaintenanceHandbook, R. W. Smeaton)

100

90

80

70

60

FACTOR

DE

POTENCIA

EN

%

CABALLOS DE POTENCIA (C.P.)

1 5 10 50 100 500 1,000 5,000

rpm síncrona

3,600 y 1,800

1,200

900

600

450

300

720

Gráfica 7.2 Curva característica para factor de potencia de motores de

inducción polifásicos, par normal y baja corriente de arranque(Referencia : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton)

273



10 20 30 40 50 60 70 80 90

1.4

1.3

1.2

1.1

1.0

0.9

0.8

0.1C A

0.2C A

0.5C A

1C A

2C A

Volts/celda

0.88

75.10

75.91

% de capacidad

Gráfica 7.3 Curva características típicas de descarga a 20 ºc (68 ºf)(referencia: informacion de fabricante)

274



7.9 DATOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE UNA PLANTA DEEMERGENCIA (MOTOGENERADOR)

Los datos técnicos mínimos necesarios para la solución de la planta de

emergencia motogenerador se indican en la siguiente tabla:

Capacidadcontinua

Potenciamáxima

Consumocombustible

Dimensiones en cmPeso

Modelomotor

Aplicaciónemergencia

kw

1800 rpmc.p.

a plena cargalts/hora largo.

ancho alto

Aprox kg.

4B3.9G 37 66 12 175 55 113 6994BT3.9G1 50 86 15.1 175 55 128 7114BT3.9G2 60 102 17.5 175 71 128 7116BT5.9G1 80 135 22.7 235 71 132 12036BT5.9G2 100 166 27.3 235 71 132 12036CT8.3G 125 207 35.6 235 71 140 1446

6CTA8.3G 175 264 40.9 235 71 140 1446LTA10G1 250 375 72 295 90 180 2380NT855G6 275 435 80 295 90 180 2513

NTA855G2 300 465 83 295 90 180 2553NTA855G3 350 535 92 295 90 180 2807KTA19G2 400 600 112 323 90 180 3826KTA19G3 450 685 121 323 106 208 3930

KTTA19G2 500 750 128 323 106 208 3930VTA28G5 600 900 173 360 106 208 5333KTA38G2 800 1200 220 400 130 253 6394KTA38G3 900 1340 248 400 130 253 7474

KTA38G4 1000 1490 280 493 131 259 8874KTA50G2 1100 1620 306 493 131 259 8874KTA50G3 1250 1850 340 493 131 259 9188

KTTA50G2 1500 2220 408 493 131 259 9850

275



7.10 REFERENCIAS

Plantas EléctricasAutor: Raúl González Apaolaza

Catálogos de Fabricante

Motor Aplication and Maintenance HandbookRobert W. Smeaton

276



CONTENIDO

8. SISTEMAS DE ALUMBRADO............................................................................278

8.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................278

8.2 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO.............................278 8.2.1 Nivel de iluminación recomendado.................................................................278 8.2.2 Dimensiones del local.....................................................................................278 8.2.3 Reflectancia en paredes. pisos y techos ........................................................278 8.2.4 Factor de mantenimiento (F. M.) ....................................................................278

8.3 ALUMBRADO PARA INTERIORES ..................................................................279 8.3.1 Método de cálculo de los lúmenes .................................................................279

8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES.................................................................280 8.4.1 Método del cálculo para alumbrado localizado...............................................280

8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN...........................................................................281 8.5.1 Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes.....................................281 8.5.2 Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado..........................................283

8.6 TABLAS.............................................................................................................287

8.7 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................297



8. SISTEMAS DE ALUMBRADO

8.1

8.2

INTRODUCCIÓN

El presente capítulo pretende cubrir las necesidades básicas de consulta delproyectista, proporcionarle los elementos suficientes para diseñar y efectuar los

cálculos necesarios, en diferentes proyectos de iluminación.

Para lo cual se muestran los métodos regularmente empleados en un proyecto deiluminación para interiores y exteriores, así como los procedimientos de cálculo parala correcta aplicación de ellos. Se anexan tablas para consulta.

PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE ALUMBRADO

Para la aplicación de los métodos de cálculo para alumbrado de interiores yexteriores, es necesario desarrollar un procedimiento básico de cálculo que constade los siguientes puntos:

8.2.1 Nivel de iluminación recomendadoPara determinar el nivel de iluminación recomendado para el plano de trabajoespecífico a desarrollar, referirse a la tabla de niveles de iluminación recomendadospor I. E. S, S. M. I. I. y NOM-001-SEMP-1994.

8.2.2 Dimensiones del local

Considerar las dimensiones de longitud, ancho y altura del local que se va a iluminar.

8.2.3 Reflectancia en paredes. pisos y techos

Para determinar los valores de reflectancia en pisos, paredes y techos; referirse a latabla 8.15.

8.2.4 Factor de mantenimiento (F. M.)

Para el cálculo del factor de mantenimiento se deben considerar las condicionessiguientes:

D = depreciación de lúmenes por luminariaD = depreciación debido al polvo

Para calcular el F. M. aplique la siguiente expresión

F. M. = D x d (8.1)Para determinar el valor "D" referirse a la tabla 8.2.Para determinar el valor "d" referirse a la tabla 8.3 factor de mantenimiento.

278



8.3

)

ALUMBRADO PARA INTERIORESExisten 2 métodos de cálculo para iluminación en interiores, estos son:

Método de cavidad zonalMétodo de los lúmenes

Estos métodos se utilizan donde se requiere de una iluminación uniforme

Desarrollaremos el método de los lúmenes por su rapidez y facilidad en el cálculo; ysu confiabilidad en los resultados obtenidos.

8.3.1 Método de cálculo de los lúmenes

Pasos que deben seguirse para el cálculo del número de luminarias

a) Desarrollar los subíndices vistos en el punto 8.2 .

b) Calcular el coeficiente de utilización de la forma siguiente:

b.1) Calcule la relación del índice de cuarto aplicando la siguiente expresión:

( L A H

L x A I c

+= (8.2)

donde:1C = índice de cuartoA = Ancho del localL = Largo del localH = Altura de montaje (distancia entre el plano de trabajo y la luminaria)

b.2) Con el valor del índice de cuarto obtenido de la expresión anterior, verinformación de fabricante y determine el coeficiente de utilización.

c) Para determinar el número de luminarias, aplicar la siguiente ecuación:

FM xCU xarialu por Lúmenes

Area xluxesenoso Lu Nivelarias Lude No

min

minmin. = (8.3)

d) Para conocer el arreglo de luminarias, a lo largo y a lo ancho del local, calcular el

espaciamiento entre luminarias aplicando la siguiente expresión:( )m

arios Lu No

Area Es

min.= (8.4)

donde:Es = Espaciamiento promedio entre luminarias

279



e) Arreglo de luminarias

Número de luminarias emplazadas a lo largo = largo / EsNúmero de luminarias emplazadas a lo ancho = ancho / Es

f) Distancias A lo largo del local A lo ancho del local

Largo del local Ancho del local

Número de luminarias emplazadas a lo largo Número de luminarias emplazadas a lo ancho

Distancia entre luminarias a lo largo del local Distancia entre luminarias a lo ancho del local

2 2

Distancia entre

luminarias y pared:

Entre luminarias:

8.4 ALUMBRADO PARA EXTERIORES

Para la iluminación de vialidades, patios de maniobra, sedimentadores, tanques deaereación, lagunas de oxidación, etc. en plantas de bombeo y tratamiento de aguas,o para alumbrar estacionamientos y jardines dentro de las instalaciones y manteneruna iluminación apropiada a las áreas de bombas exteriores y carcamos; puedenemplearse cualquiera de los siguientes métodos de cálculo:

Método de cálculo para alumbrado en callesMétodo de cálculo para alumbrado localizadoMétodo de punto por punto

Desarrollaremos el método de cálculo para alumbrado localizado, ya que de acuerdo

con las necesidades de iluminación de este tipo de instalaciones resulta el másindicado.

8.4.1 Método del cálculo para alumbrado localizado

Pasos que se deben seguir para el cálculo del número de proyectores necesarios,para satisfacer el nivel de iluminación recomendado.

a) Determinar el nivel de iluminación recomendado para el trabajo específico adesarrollar, refiriéndose a la tabla de niveles que son recomendados por la SociedadMexicana de Ingeniería en Iluminación.

b) Considerar las dimensiones del área a iluminar, largo, ancho y altura de montajedel luminaria.

c) Determinar el arreglo de los proyectores, considerando el tipo de aplicación(señalización, alumbrado general, etc.). Si el área a iluminar es grande, aplique torresindividuales o postes espaciados a intervalos regulares para luminaria. Para áreasreducidas aplique una sola torre con todos los proyectos ubicados en ella, o bienutilice edificios adyacentes.

280



d) Determinar el coeficiente de utilización; aplicando la siguiente expresión:

proyector delhazdellúmenes

ar iluaáreaelsobreincidenteslúmenesCU

min= (8.5)

Para obtener los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar, debe proceder de lasiguiente manera:

Divida simétricamente el área total a iluminarDetermine los sectores que iluminara cada proyectorDentro de cada sector, seleccione el punto o los puntos críticosCalcule los ángulos verticales y horizontales del punto o los puntos críticos deiluminación, tomando como referencia la Figura 8.4.

d. l) Transporte los ángulos vertical y horizontal obtenidos anteriormente a lacurva de distribución fotométrica considerando el punto (0,0) como referencia,

este debe ser el punto que recibirá la más alta intensidad luminosa en la curvade distribución fotométrica. Trace la poligonal del área formada por los ángulosverticales y horizontales; sume los lúmenes encerrados por la poligonal delárea y estos serán los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar.

e) Determine el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión:

F. M. = D x d (8.6)

Para determinar "D" aplique la siguiente expresión:

inicialeslúmeneslamparaladenormalvidaladeallúmenes D %50= (8.7)

f) Determine el número de proyectores aplicando la siguiente expresión:

FM xCU x proyector delhazdellúmenes

osolunivel xar iluatotaläreaoyectoresde No

minminPr . = (8.8)

g) Distribuir los proyectores sobre el área a iluminar

8.5 EJEMPLOS DE APLICACIÓN8.5.1 Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes

Calcular el número de luminarias necesarias para una casa de bombas con lassiguientes características:

Longitud = 15 mAncho = 6 mAltura = 3 m

281



Altura del plano de trabajo = 0.90 m

La luminaria será del tipo sobreponer, fluorescente 2X40 watts, 127 volts, 5600lumes iniciales.

Colores existentes en el interior:Color crema en el techoColor gris oscuro en el piso

a) Desarrollar en primera instancia el procedimiento general para el cálculo dealumbrado, según el punto 8.2.

a. l) Determinar el nivel de iluminación recomendadoDe la tabla de niveles de iluminación recomendados observamos que el nivelrecomendado para casa de bombas es 100 luxes.

a.2) Las dimensiones del local a iluminar son:Largo = 15 mAncho = 6 mAltura = 3 m

a.3) Determinar la reflectancia en pisos y techos:De la tabla 8.1 determinamos los valores de reflectancia de acuerdo a loscolores que tienen el techo y el piso.reflectancia en piso = 20%reflectancia en techo = 70 %

a.4) Determinar el factor de mantenimiento aplicando la siguiente expresión.

F. M. = D x d (8.9)

De la tabla 8.2 su depreciación es del 9% por lo queD = 0.91.

De la tabla 8.3 a categoría de mantenimiento a la cual pertenece la lámparaseleccionada es la categoría V, suponiendo que se realice limpieza cada dos años yse encuentre en un ambiente sucio tenemos que d = 0.75.

F.M. = 0.91X0.75 = 0.682

b) Para calcular el CU, se determina primero el índice de cuarto

( ) ( )04.2

6151.2

615=

+=

+=

x

A L H

A x L I c

donde IC = Índice de cuartoDe los datos fotométricos de la luminaria observamos que CU = 0.51.

282



c) Calcule el número de luminarias

4399)59.068.0(5600

)90(100min. ===

xarias Lu No

d) Para calcular el espaciamiento promedio entre luminarias

74.44

90== Es

e) Para el arreglo de las luminarias

Número de luminarias

arias Luolloaemplazadasarias Lu Num min316.374.4

15argmin. ≡==

Número de luminarias

arias Luancholoaemplazadasarias Lu Num min112674.4

6min. ≡==

f) Calculando las distancias

A lo largo del local A lo ancho del local

Entre luminarias

Entre luminarias

y pared

53

15= m6

1

6=

5.22

5= m3

2

6=

Por lo que la distribución de las luminarias queda como se muestra en la figura 8.1

Fig. 8.1 Distr ibución de Luminarias en casa de bombas

5m2.5

8.5.2 Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado

Determine el número de proyectores necesarios para iluminar el sector de un terrenoque tiene las siguientes dimensiones.

283



El sector es un área activa para tratamiento de aguaLargo = 40 mAncho = 20 m

El tipo de proyector seleccionado es el MVP, aditivos metálicos 400 watts,

alimentación a 220 V. La siguiente figura muestra el sector a iluminar

Figura 8.2 Determinación del nivel de iluminación

a) Determinación del nivel de iluminación

De la tabla niveles de iluminación recomendado, se observa que para esta actividadson recomendados 100 luxes.

b) Considerando las dimensiones del área a iluminarAncho = 20 mLargo = 40 mAltura de montaje del luminario = 10 m

c) Tipo de arreglo de la luminarias

Considerando el tipo de aplicación y las dimensiones del área, se propone ubicar unaluminaria centrada a lo largo del terreno, como se muestra en la figura 8.3.

d) Cálculo del coeficiente de utilizaciónPunto critico Ángulos VerticalesM o45)10(1tan =−=OPM

A o43.63)(1tan =−= TpOPA

Punto critico o43.18=−= OPM OPA MPA Angulos horizontales

Bo81.41

36.22

201tan =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−= BPA

Co73.54

41.14

20tan 1 =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡= −

CPM

Do43.63

10

201tan =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−= DPO

284



d. l) transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométricadel proyector, tenemos que:

69.031670

21853==CU

e) Determinación del F. M.d = 0.7D = 0.86

F.M. = 0.7 x 0.86 =. 0.602f) Determinación del número de proyectores

04.3602.069.031670

50800Pr . ==

x x

xoyectores No

g) Distribución de los proyectores sobre la zona a iluminar

h) Comprobando el nivel de iluminación en el punto MDel proyector 1 tenemos

º4510

10tan 1 =⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ = −Q

Con este valor del ángulo de la curva fotométrica obtenemos 900 CD, por lo tanto laintensidad de iluminación.Para el piano horizontal:

2)10(º45cos9000= E luxes

Del proyector 2 tenemos:

º03.5610

84.10tan 1 =⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ = −

q

Del proyector 3 tenemos:E = 22.3 luxes

285



Sumando las contribuciones de los 3 proyectores

ET = 63.6 + 22.3 + 22.3 = 107.9 luxes

Figura 8.4 Suma de los ángulos de las tres contr ibuciones de los tresproyectores

286



8.6 TABLAS

Tabla 8.1 Reflectancias

REFLECTANCIAS EN ACABADO MADERA

Color Reflectancias

Maple (claro) 48 %

Encino (claro) 34 %

Avellana (medio) 19%

Nogal (oscuro) 16 %

Caoba (oscuro) 12 %

REFLECTANCIAS EN ACABADO METALICO

Color Reflectancias

Blanco porcelanizado o esmalte horneado 70 - 88 %

Aluminio pálido (especular) 80 - 85 %

Aluminio mate (difuso) 75 %

Pintura aluminio (claro) 79 %

Pintura aluminio (medio) 0 %

REFLECTANCIAS EN VIDRIO

Color Reflectancias

Vidrio claro 10 %

Vidrio opaco 15 - 30 %

Con acabado mármol (claro) 20 - 40 %

REFLECTANCIAS EN PLASTICO

Color Reflectancias

Claro 5 - 10 %

Oscuro 15 - 30 %

(REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

287



Tabla 8.1 Reflectancias (continuación)

REFLECTANCIAS EN ACABADO MATEColor Reflectancias

Blanco 80 - 88 %MUY CLARO

Azul verde 76 %Verde 72 %Crema 80 %

Amarillo crema 76 %Azul 70 %Gris 73 %

CLAROAzul verde 70 %

Verde 64 %Crema 70 %

Amarillo crema 66 %Azul 55 %Gris 49 %

Café 35 %MEDIO

Azul verde 54 %Verde 33 %Crema 44 %

Amarillo crema 55 %Azul 22 %Gris 38 %Café 44 %

OBSCUROAmarillo 50 %Naranja 25 %

Gris 25 %Rojo 12 %Café 10 %Azul 8 %

Verde 7 %

(REFERENCIA: I. E. S. LIGHTING HAND BOOK 1959)

288



Tabla 8.2 Lámparas eléctr icas

W VOLTS BASE BULBO ACABADOLONGITUD

TOTALVIDA

HORASLUMENESINICIALE

DEPRE-CIACIÓN

(CM.)SERVICIO GENERAL

15 125 MEDIA A-15 PERLA 8.6 1000 144 13%

25 “ “ A-19 “ 9.8 “ 265 15%40 " “ “ CI. o Per. 10.5 “ 470 9%60 “ “ “ “ “ “ 855 6%75 “ “ “ “ “ “ 1,180 "

100 “ “ “ “ 10.7 “ 1,720 "150 “ “ A-23 “ 14.8 “ 2,730 9%200 “ “ PS-25 “ 17.0 “ 3,750 "300 “ “ PS-30 “ 20.0 “ 6,000 12%300 “ MOGUL PS-35 “ 23.0 “ 5,700 "500 “ “ PS-40 Claro 24.1 “ 9,900 "750 “ “ PS-52 “ 32.4 “ 15,600 “1000 “ “ " “ “ “ 21,600 15%

1500 “ “ " “ “ “ 33,000 21%REFLECTORES USO INTERIOR

30 125 MEDIA R-20 DIFUSO 10.2 2000 200 1550 “ “ “ “ “ “ 430 “75 “ “ R-30 Dif o Con. 12.7 “ 840 “

150 “ “ R-40 “ 15.9 “ 1,725 “200 “ “ “ “ “ “ 3,600 “

300 “MELD.FALD.

“ “ 16.5 “ 6,500 “

500 “MOG.MEC.

“ “ 17.8 “ " “

500 “ MOGUL R-52 DIFUSO 29.0 “ 8,300 “

750 “ “ “ “ “ “ 12,700 “(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)


REFLECTORES USO EXTERIOR

75 125 MEDIAPAR-

38Dif. o Con. 15.6 2000 730 15%

150 “ “ “ “ “ “ 1,730 “

200 “MED.PROL.

PAR-56

“ 12.7 “ 3,650 “

500 “ “PAR-

64“ 15.3 “ 6,000 “

(REFERENCIA: INFORMACIÓN DE FABRICANTE)

289



Tabla 8.2 Lámparas Eléctricas (continuación)

Fluorescentes

Watts Tipo Encendido Bulbo AcabadoLong.Total(cm)

VidaHoras

LumenesIniciales

Depreciación

SERVICIO GENERAL15 STANDARD STANDARD T-8 B. FRIO 45.7 7,500 830 16%15 “ “ “ L. DIA “ “ 710 "15 “ “ T-12 B. FRÍO “ “ 725 14%15 “ “ “ L. DÍA “ “ 620 "20 “ “ “ B. FRÍO 61.0 “ 1,170 13%20 “ “ “ L. DIA “ “ 995 "40 E. RÁPIDO RÁPIDO “ B. FRÍO 122.0 9,000 3,100 10%40 “ “ “ L. DÍA “ “ 2,600 “

38 SLIMLINEINSTANTÁ

NEO“ B. FRÍO “ “ 2,900 11 %

38 “ “ “ L. DÍA “ “ 2,400 "55 “ “ “ B. FRIO 183.0 “ 4,290 9%

55 “ “ “ L. DÍA “ “ 3,600 "74 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 6,050 "74 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,080 “87 H.0. RÁPIDO “ B. FRÍO 183.0 “ 6,200 11 %87 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,170 “

290



Tabla 8.2 Lámparas eléctricas (continuación)

Watts Tipo Encendido Bulbo AcabadoLongitud

Total(cm)

Vida Lumenes Depreciación

110 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 8,980 12%

110 “ “ “ L. DÍA “ “ 7,520 "110 V. H. O. “ “ B. FRÍO 122.0 6,000 6,900 20%

110 “ “ “ L. DÍA “ “ 5,900 "

160 “ “ “ B. FRÍO 183.0 “ 11,100 "

160 “ “ “ L. DÍA “ “ 9,700 "

215 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 15,500 “

215 “ “ “ L. DÍA “ “ 13,300 “

110P.

GROOVE

“ PG-17 B. FRÍO 122.0 “ 6,900 “

110 “ “ “ L. DÍA “ “ 6,150 “160 “ “ “ B. FRÍO 183.0 “ 10,900 “

160 “ “ “ L. DÍA “ “ 9,700 “

215 “ “ “ B. FRÍO 244.0 “ 15,500 “

215 “ “ “ L. DÍA “ “ 13,300 “

VAPORES METÁLICOS

W BaseBulb

Acabad

Long. Vida LumenesDeprecia

-Posición Pérdida

A TOTAL HORAS INICIALES CIÓN % EN EL

T (CM.) BALASTRO

T

S WATTS

291



Tabla 8.2 Lámparas eléctricas (continuación)

SERVICIO GENERAL

175 MOGUL BT-28FOSFORA

DO21.1 7,500 14,000 27 VERTICAL 34

175 “ “ “ “ 10000.0 12,000 30 HORIZONTAL “

250 “ “ “ “ “ 20,500 22 VERTICAL 43

250 “ “ “ “ “ 19,500 28 HORIZONTAL “

400 “ E-37 “ 17.7 17500.0 34,000 28 VERTICAL 61

400 “ “ “ “ “ 32,000 30 HORIZONTAL "

1000 “ BT-56 “ 38.2 11000.0 105,000 22 VERTICAL 130

1000 “ “ “ “ 10000.0 100,000 21 HORIZONTAL “

LUZ MIXTA

WA

TTS

BASE BULBO ACABADO

LONG.

TOTAL(CM)

VIDA

HORAS

LUMENES

INICIALES

DEPRECIA

CIÓN%

POSICIÓN

VOL

TS

SERVICIO GENERAL

160 MEDIA BT-28 BLANCO 21.1 6,000 2,900 15 HOR. o VERT. 220

250 MOGUL BT-28 BLANCO 22.6 6,000 5,500 15 HOR. o VERT. 220

500 MOGUL BT-37 BLANCO 29.2 6,000 12,500 17 HOR. o VERT. 220

292



Tabla 8.2 Lamparas electricas (continuación)

Iodo cuarzo (Halógenas)

Watts Volts Base Bulbo AcabadoLong.Total

(cm)

VidaHoras

LumenesIniciales

Depreciación

SERVICIO GENERAL

500 120 R7S-15T3Q/CI-

RSCCLARO 11.6 2000 10,500 12%

1000 220 “ “ “ 18.6 “ 22,000 "

1500 “ “ “ “ 25.4 “ 33,000 “

2000 “ F-4 “ “ 33.0 “ 44,000 "

100 120 MINICAN T-4 “ 6.9 1000 1,800 4%

150 “ “ “ “ “ 1500 2,900 “

200 “ RSC T-3 “ 7.9 “ 3,460 "

250 “ MINICAN T-4 “ 7.1 2000 4,850 "300 “ RSC T-3 “ 11.9 “ 5,950 "

400 “ “ T-4 “ 7.9 “ 7,750 “

500 “ “ T-3 “ 11.9 “ 10,950 “

1000 220 “ “ “ 25.5 “ 21,400 “

1500 “ “ “ “ “ “ 35,800 “

2000 “MOG.

BIPOSTET-30 “ 25.4 “ 48,000 6%


Vapor Mercurio

WATT Base Bulbo AcabadoLong.Total(cm)

VidaHoras

LumenesInicial

Depreciación % Posición

Pérdidaen el

balastroWatts

SERVICIO GENERAL

175250400700

1000

MOGUL““““

BT-28“

BT-37BT-46BT-56

B. DE““““

21.1“

29.236.839

24,000““““

8,60012,77523,12542,75061,670

1116141623

VERTICAL““““

25343970100

293



Tabla 8.3 Factor de mantenimiento (categorías de mantenimiento)(continuación)

CATEGORIA DEMANTENIMIENTO

PARTE SUPERIORPARTE

INFERIORI 1. NADA 1. NADA

1. NADA 1. NADA2. TRANSPARENTE CON 15% O MÁS DELUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS

ABERTURAS

2. REJILLAS OREFLECTOR

3. TRANSLUCIDA CON 15% O MÁS DE LUZHACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS

ABERTURAS

II

4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZHACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS

ABERTURAS2. TRANSPARENTE CON MENOS DEL 15%

DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DELAS ABERTURAS

1. NADA

3. TRANSLUCIDA CON MENOS DEL 15%DE LUZ HACIA ARRIBA A TRAVES DE

LAS ABERTURAS

2. REJILLAS OREFLECTOR

III

4. OPACA CON 15% O MÁS DE LUZHACIA ARRIBA A TRAVES DE LAS

ABERTURAS(REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

Tabla 8.3 Factor de mantenimiento: categorías de mantenimiento

CATEGORIA DEMANTENIMIENTO

PARTE SUPERIORPARTE

INFERIOR

IV1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS

3. OPACO SIN ABERTURAS

1. NADA2. REJILLAS

V1. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS2. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS


1 TRANSPARENTESIN ABERTURAS2. TRANSLUCIDOSIN ABERTURAS

VI

1. NADA2. TRANSPARENTE SIN ABERTURAS3. TRANSLUCIDO SIN ABERTURAS


1. TRANSPARENTESIN ABERTURAS2. TRANSLUCIDOSIN ABERTURAS

3. OPACO SINABERTURAS(REFERENCIA: MANUAL DE ALUMBRADO WESTINGHOUSE)

294



Tabla 8.4 Niveles de iluminación recomendables

Tipo de lugarLocales interiores y exteriores donde se localiza el

Equipo eléctrico Lux

Fuente de tableros de control con instrumentos diversos e

interruptores 270

Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros " dúplex " 55

Pupitres de distribución o de trabajo 270

Cuarto de baterías 110

Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso) 55

Alumbrado de emergencia, en cualquier área 11

Áreas de maniobra 160

Áreas de tránsito de personal y vehículos 110General 22

ExterioresVías de acceso controlado

Vías principalesVías secundarias

896

(REFERENCIA: NOM-001 -SEMP-1994)

295



Tabla 8.4 Niveles de i luminación recomendables (continuación)

OFICINAS Lux

Lecturas de textos con mucho contraste y bien impresos; tareas y

zonas que no exigen una atención exagerada o prolongada tales

como lavabos, archivos no necesitados a diario, salones deconferencias, salas de visitas, etc 300

Lectura o trascripción de manuscritos a tinta o a lápiz tinta,

sobre buen papel; archivos usados con frecuencia 700

Trabajo normal o de oficina; lectura de buenas reproducciones;

lectura o transcripciones de escritura a mano con lápiz duro o

sobre mal papel; archivos de uso continuo; clasificación de

correspondencia; índice de asuntos 1000

Contabilidad, intersección, distribución de tablas, teneduría de

libros, máquinas calculadoras, lectura de malas reproducciones,

dibujo a mano alzada 1500

Cartografía, estudios, dibujo detallado 2000

Corredores, ascensores, escaleras y escaleras mecánicas 200

OTROS:

Alumbrado de emergencia para todas las partes 30

Laboratorio de química 500

Casetas de filtros, aparatos de control y fuerza y equipos

telefónicos 200

Túneles o galerías, tuberías 100

Sala de máquinas 300

CUARTOS DE BAÑO

General 100

En el espejo 300

296



8.7 BIBLIOGRAFIA

1 Manual de Alumbrado PhillipsPhillipsEd Paraninfo S. A.

No. pág. 2 502 Manual de AlumbradoWestinghouseEd. DOSSAT S.A.No. pág. 2532 Luminotecnia y sus aplicacionesEmilio Carranza CastellanosEd. DianaNo. pág. 190

CATÁLOGOS

1 Principios de Iluminación y niveles de iluminación en MéxicoHolophaneNo. pág. 192 IluminaciónCroose Himds Domex, S. A. de C. V.No. pág. 50

297



CONTENIDO.

9. ARREGLOS FÍSICOS .........................................................................................299

9.1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................299

9.2 ARREGLOS DE CONJUNTO............................................................................299

9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.....................................................................300

9.3.1 Consideraciones generales ............................................................................300

9.3.2 Características del diagrama de conexiones..................................................300

9.3.3 Características normativas .............................................................................300

9.3.4 Tipos de acometida ........................................................................................301

9.3.5 Características específicas de arreglos físicos...............................................302

9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA ...........................................................................305

9.4.1 Consideraciones generales ............................................................................305

9.4.2 Características específicas de tableros..........................................................307

9.4.3 Sistemas auxiliares.........................................................................................308

9.5 TABLAS.............................................................................................................309

9.6 FIGURAS ..........................................................................................................314

9.7 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................330



299

9. ARREGLOS FÍSICOS

9.1 INTRODUCCIÓN

El presente capítulo proporciona al proyectista, una serie de conceptos, criterios ydibujos de proyecto, con los detalles necesarios para configurar físicamente los arre-glos usados comúnmente en la instalación de un sistema eléctrico.

9.2 ARREGLOS DE CONJUNTOPara la realización del arreglo de conjunto deberán considerarse las característicasconstructivas del equipo, las características de superficie y aspecto de la instalacióncon respecto al medio circundante, así como las características de suministro; ya quetodos estos factores tendrán repercusión en el costo.

Al configurar el arreglo de conjunto de un sistema eléctrico se deben considerar lassiguientes recomendaciones:

El servicio eléctrico se proporcionará siempre al límite de la propiedad.

Los medidores de la compañía suministradora deben ubicarse de ser posible al límitede la propiedad, con acceso y espacio adecuado y lo más próximo a los TC´s.

La ubicación de la subestación eléctrica debe ser al límite frontal de la propiedad y enla planta baja cuando se trate de edificios, y se tratará de que sea lo más próximo alcentro de control de motores o tablero de distribución.

Las dimensiones de los equipos indicados en el proyecto serán aproximadas y debe-rán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan losplanos del fabricante.

En las acometidas aéreas, la estructura anterior a la subestación, deberá ser de re-mate para evitar transmitir tensiones mecánicas a la estructura de la subestación.

El equipo de medición podrá ser ubicado en alta o baja tensión, para lo cual se debeprever el espacio y preparación necesaria.La subestación eléctrica debe tener un adecuado sistema de tierras según lo indica-do en el capítulo 5 de “Sistemas de tierras y pararrayos”.

Cuando se trate de subestaciones compactas deberá definirse el tipo de arreglo (iz-quierda-derecha o derecha-izquierda) dependiendo de la llegada de la acometida,

para la adecuada ubicación de registros, cuando éstos se requieran.

Es recomendable aunque no limitativo el uso de tableros de distribución tipo Metal-Clad para media tensión.

Cuando se tengan varios motores con capacidad considerable, se deberán emplearcentros de control de motores.



300

Al ubicar un tablero se tratará de que sea lo más próximo posible a los equipos a ali-mentar.

En general la tubería conduit, los bancos de ductos y registros de inspección deberánde sujetarse a lo especificado en el capítulo 3 de “Canalizaciones”.

9.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

9.3.1 Consideraciones generales

Las características generales que deben satisfacerse para realizar un diagrama deconexiones determinado, dependen de:

El diagrama de conexiones adoptado.

La tensión nominal de la instalación.

La intensidad de corriente máxima que puede circular por las distintas partes conduc-

toras de la instalación en condiciones de operación continua (a potencia máxima).

El valor máximo de la corriente de corto circuito.

La seguridad para el personal de operación y de mantenimiento.

Los tipos de subestaciones que pueden considerarse de acuerdo al diagrama de co-nexiones son:

Subestaciones tipo interior, se diseñan y construyen para operar en el interior de ga-binetes, locales y cualquier otro medio que aísle sus equipos de las condiciones at-

mosféricas. Generalmente son utilizadas al inicio de los sistemas eléctricos en lasindustrias.

Subestaciones tipo intemperie, se diseñan y construyen con materiales capaces desoportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas, como lluvia,viento, etc. Son utilizadas generalmente en la transmisión, subtransmisión y distribu-ción de la energía.

9.3.2 Características del diagrama de conexiones

El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de la ins-talación, no sólo porque define la cantidad de equipo que debe utilizarse, sino tam-

bién porque condiciona la extensión ocupada por la subestación.

9.3.3 Características normativas

Todas las partes vivas que operen a una tensión mayor de 150 volts a tierra sin re-cubrimiento aislante adecuado, deben protegerse de acuerdo a su tensión contra elcontacto accidental de personas, localizando las partes vivas respecto a los sitiosdonde puedan circular o trabajar personas, ya sea que se usen resguardos especia-



301

les o bien localizando las partes vivas a una altura y con una separación horizontaligual o mayor que las indicadas en la tabla 9.3

9.3.3.1. Tipo de resguardo a partes vivas

Existen dos formas de resguardar las partes vivas:

Por su separación de acuerdo a lo indicado en la tabla 9.3.

Por el encierro en un local. Donde todas las entradas, pasillos, escaleras, etc., queconstituyan acceso a dichos lugares estén cerrados con llave o tengan aviso de peli-gro y sean accesibles a personas solamente autorizadas. Se pueden emplear otrostipos de resguardos como son las defensas, las cuales están constituidas por cercasperimetrales u otras estructuras rígidas de diversos tipos, sólidas o con malla metáli-ca que cubra todo el espacio que se requiere resguardar.

9.3.3.2. Distancia mínima entre fases y de fase a tierra para conductores

La distancia entre fases y la de fase a tierra depende de la tensión de aguante al im-pulso (NBI), la selección de ésta depende de la tensión nominal del sistema, de lascondiciones atmosféricas del lugar, de la contaminación y de las características delequipo de protección utilizado.

En la tabla 9.4 se muestran las separaciones mínimas entre fases y de fase a tierraen conductores desnudos para los diferentes niveles de tensión.

9.3.3.3. Espacio para trabajar

Alrededor del equipo debe dejarse espacio libre suficiente para su correcta operacióny su mantenimiento. Debe preverse también, espacio necesario para la operación

con pértiga del equipo que lo requiera, así como para el tránsito eventual del equipovoluminoso, etc. En subestaciones tipo interior se recomienda que el espacio librepara operación y mantenimiento tenga un ancho mínimo, en el frente del equipo prin-cipal (transformadores, tableros o interruptores) de 1.50 m, y en la parte posterior delmismo equipo de 1.30 m, pero en cualquier caso debe conservarse la distancia deprotección a partes vivas.

Se recomienda que durante los trabajos de mantenimiento, las áreas destinadas aefectuar esos trabajos sean marcadas por medio de una cerca o barandales ligeros obien por medio de banderas claramente visibles, colocadas a manera de evitar quepersonas no autorizadas penetren inadvertidamente en esa zona.

9.3.4 Tipos de acometida

El tipo de acometida influye en la disposición del arreglo físico, ya que deberá depreverse el espacio y preparación necesaria.

La acometida de una subestación puede ser aérea o subterránea.



302

La acometida aérea, es la parte de los conductores de una línea aérea de servicio,comprendida desde la línea o equipos inmediatos del sistema general de abasteci-miento, hasta el primer punto de sujeción de conductores en la propiedad servida.

La acometida subterránea, es la parte de los conductores de la línea subterránea de

servicio, comprendida desde las líneas o equipos inmediatos del sistema general deabastecimiento, hasta el límite de la propiedad servida.

Este tipo de acometidas podrán incluir el servicio de medición en alta o baja tensión.En las figuras 9.6 y 9.7 se muestran las acometidas más usadas como guía general,aunque se recomienda verificar estos datos con la compañía suministradora para unproyecto en específico.

9.3.5 Características específicas de arreglos físicos

Para la determinación de las características específicas de los arreglos físicos, seránecesario efectuar diversos tanteos para determinar la posición más conveniente de

los equipos, optimizando varios arreglos posibles mostrando los diferentes acomodosdel equipo que logren reducir al máximo la superficie del terreno utilizado, de acuerdoal tipo de subestación seleccionada.

9.3.5.1. Subestaciones rurales

Se construyen en general con materiales empleados en líneas de distribución, comoson los postes de concreto, aisladores y herrajes. Comúnmente son empleados cua-tro arreglos básicos.

Tipo poste.

Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.1.Con dos postes, este arreglo se muestra en la figura 9.2 .

Tipo pedestal.

Con un poste, este arreglo se muestra en la figura 9.3.Con cuatro postes, este arreglo se muestra en la figura 9.4 y 9.5.

En ambos casos el tipo y la carga máxima de los postes se determina de acuerdocon la tabla 9.6.

En caso de instalarse más de un transformador se debe sumar el peso de los trans-formadores y comparar con la carga límite del poste.

Los pesos aproximados de los transformadores de distribución se muestran en latabla 9.7.

Ya que el dimensionamiento y arreglo de una subestación, depende también del ladoen que se encuentre el equipo de medición, este punto deberá ser considerado para



303

su aplicación en un proyecto específico, como los mostrados en las figuras 9.6 y 9.7.En donde las disposiciones generales y particulares aplicables a la figura 9.6 son lassiguientes:

a) El servicio se proporcionará siempre al límite de la propiedad con el gabinete de

medidores dando el frente a la calle sin impedimento físico para tener acceso en for-ma permanente.

b) La propiedad debe estar marcada con el No. oficial que proporciona Obras Públi-cas.

c) El equipo compacto de medición queda instalado en el poste del usuario, el cualestará al límite de la propiedad.

d) El entubado del equipo compacto de medición hasta el gabinete de medidores de-be ser continuo sin existir registros.

e) Deben utilizarse materiales normalizados y que no estén rechazados por el labora-torio de la C.F.E.

f) Los apartarrayos y cortacircuitos fusibles se instalarán en el poste receptor de laacometida.

Para la figura 9.7 considere las mismas disposiciones generales indicadas en los in-cisos a, b y e y las siguientes disposiciones particulares:

El entubado desde la garganta del transformador hasta el gabinete de medidores de-be ser continuo sin existir registros.

La distancia máxima entre el transformador y el gabinete de medidores será de 5 me-tros.

El interruptor general de servicio debe instalarse a 1 metro máximo del gabinete demedidores.

Si la calidad del servicio y la capacidad del transformador lo requieren, la construc-ción de la subestación podrá ser diseñada, con estructura metálica en marco, cons-truida de fierro estructural, armada en celosía, en la que se remata la línea aérea dealta tensión, tal y como se muestra en la figura 9.8 .



304

9.3.5.2. Subestaciones compactas

Las subestaciones compactas son alojadas en gabinetes de lámina de acero roladoen frío, autosoportadas y con secciones atornillables para posibles ampliaciones. Seaplican principalmente donde no se dispone de mucho espacio y éstas pueden serpara servicio interior o intemperie.

Las subestaciones compactas tipo interior se fabrican únicamente para operar enáreas libres de polvo, humedad, gases, lluvias, etc.

Las subestaciones tipo intemperie o exterior están diseñadas para operar en condi-ciones ambientales; su tipo de construcción es más robusta ya que en su diseño seemplea más lámina y empaques para protección física de sus componentes contralas condiciones ambientales.

Básicamente una subestación compacta se compone de los siguientes gabinetes:

Gabinete de medición

En el se recibe la acometida en A.T. y el equipo de medición de la compañía suminis-tradora. Consta de un gabinete blindado con dimensiones adecuadas según el nivelde tensión.

Gabinete de cuchillas de paso y prueba

Consiste de un gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valorde tensión. El objetivo de esta sección es aislar eléctricamente la subestación paraefectos de mantenimiento.

Gabinetes de protección

Esta sección contiene la parte medular de las protecciones de una subestación, co-mo son los fusibles y apartarrayos. Consta de un gabinete blindado con dimensionesy equipo adecuado según el valor de la tensión.

Gabinete de acoplamiento

Consiste en gabinete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor detensión, el cual se dispone para recibir la garganta del transformador.

Sección de transformación

Consiste en un transformador con niveles adecuados de utilización.

Las subestaciones compactas tienen la flexibilidad de poseer diferentes arreglos de-pendiendo de las necesidades del usuario, algunos de los arreglos más comúnmenteusados se muestran en las figuras 9.9, 9.10 y 9.11.



305

Existen otros tipos de arreglos específicos como el mostrado en la figura 9.12.De acuerdo a las necesidades de servicio del usuario y a los criterios indicados en latabla 9.8 se podrá determinar el tipo de subestación más adecuada para establecerun arreglo conveniente.

9.4 DISTRIBUCIÓN DE FUERZA9.4.1 Consideraciones generales

El arreglo físico del sistema de fuerza varía en función de las cargas conectadas, porlo que debe seleccionarse de manera que proporcione el grado requerido de confiabi-lidad en el servicio con un mínimo de costo.

Para la determinación del arreglo físico deberán considerarse los siguientes puntos:

Tableros

Los arreglos de los tableros pueden ser muy sencillos o muy completos, dependiendo

de la capacidad y cantidad de equipos que serán instalados en su interior. Los aspec-tos generales que deben cumplir son los siguientes:

Los tableros deben colocarse donde el operador no quede expuesto a daños por laproximidad de partes vivas o partes de maquinaria o equipo que esté en movimiento.

No debe haber materiales combustibles próximos.

El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse paraalmacenar materiales.

Debe preverse espacio para trabajar.

En los tableros el equipo de interruptores debe estar dispuesto de tal forma que losmedios de control sean fácilmente accesibles al operador.

Los instrumentos, relevadores y otros dispositivos que requieran lectura o ajuste, de-ben ser colocados de manera que estas labores puedan efectuarse fácilmente desdeel espacio dispuesto para trabajar.

Debe proporcionarse suficiente iluminación en el frente y atrás del tablero para quepueda ser fácilmente operado y los instrumentos leídos correctamente.

Debe existir una visibilidad del operador desde el lugar del control para cada equipo acontrolar.

Todos los centros de carga deben ubicarse lo más próximo posible a las cargas.



306

Canalizaciones

Los arreglos físicos de las canalizaciones dependen en gran medida de la localiza-ción de las cargas y tableros de distribución, así como de los arreglos de conjunto decasa de bombas y cuarto de control. Se recomienda ubicar las trayectorias de las

canalizaciones tratando de encontrar las rutas más cortas. Al seleccionar las rutas ytipos de canalizaciones se debe tomar en cuenta la flexibilidad de operación y man-tenimiento, facilidad para aplicaciones futuras y economía.

Para determinar el arreglo de las canalizaciones es necesario recabar la informaciónsiguiente:

Información referente de tipo y modelo de equipos: de bombeo, grúas, compresores,etc. Así como equipos auxiliares que se requieran alimentar, como son electroválvu-las, torres de oscilación, etc.

La necesidad de ampliaciones o cambios futuros para la trayectoria de las canaliza-ciones.

Desde el punto de vista de la instalación, operación y mantenimiento del equipo elec-tromecánico, se debe tomar en cuenta la localización de equipos respecto a vías deacceso y zonas de maniobra.

Se deberán tener definidas las preparaciones de la obra civil como son bases, hue-cos, acondicionamiento de locales, etc., de acuerdo a las trayectorias de los equipos.

Preever la localización de soportes y accesorios de canalizaciones de tal suerte queen caso de mantenimiento el equipo pueda ser desplazado conservando cierta dis-tancia entre las diferentes partes.

Sistemas auxiliares

Cuando se instalen equipos auxiliares como las baterías estacionarias, ya sea níquel-cadmio o plomo ácido, es recomendable que éstas no sean instaladas en cuartosherméticamente cerrados, ya que ambas desprenden hidrógeno al final de la carga.

Mientras sea posible la batería se deberá instalar en un lugar seco y fresco, para quelas celdas no sean afectadas por unidades de calentamiento, como radiadores, luzsolar, tubos de vapor, etc. Por lo que se deberán destinar áreas específicas para lainstalación de baterías.

Cuando las baterías se vayan a localizar en estantes, se debe considerar la facilidadde acceso a las celdas.

Para cada batería es recomendable utilizar dos cargadores, uno como sustituto delotro, debiéndose instalar en un cuarto cercano al de las baterías, para protegerlos delos gases que desprenden éstas y evitar la posibilidad de una explosión.



307

El gabinete que soporta el cargador puede ir sobre el suelo o montado en una paredy podrá tener acceso a su interior por cualquiera de sus caras.

Cuando se tenga la necesidad de instalar una planta de emergencia, deberá conside-rarse que:

La cimentación del lugar sea capaz de soportar el peso de la planta y los esfuerzosde vibración. La superficie de instalación debe ser lisa.

Se debe de considerar un local especial para su colocación, con ventilación adecua-da, ya sea natural o con extractores.

Se deberán tener espacios suficientes para maniobras de mantenimiento.En el lugar de instalación no deben existir equipos que se vean afectados por vibra-ción.

9.4.2 Características específicas de tablerosLas dimensiones de un tablero dependen principalmente del nivel de tensión, canti-dad y capacidad de equipos instalados. El diagrama de conexiones adoptado nosproporciona dicha información.

Centro de control de motores de baja tensión

Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) dealtura, 508 mm (20”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una alturade acuerdo con los espacios mínimos ocupados por combinaciones de interruptortermomagnético-contactor magnético, con relevadores de sobrecarga, como se

muestra en las tablas 9.9, 9.10, 9.11 y 9.12.Tableros metal clad

El uso de estos tableros es recomendable más no limitativo.

Los gabinetes se suministran en secciones verticales estándar de 2286 mm (90”) dealtura, 762 mm (30”) de ancho, cada equipo ocupa un espacio básico con una alturade acuerdo a la siguiente relación:

Tabla 9.1 Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión plena no re-versible:

Capacidad máxima Tensión(C.P.) (kV)1,500 2,4002,500 4,160

Espacio ocupado por arrancador: 762 mm (30”)Nota: Se puede agrupar tres arrancadores en un gabinete estándar



308

Tabla 9.2 Combinación de fusibles-contactor magnético a tensión reducida tipoautotransformador no reversible:

Capacidad máxima Tensión(CP) (kV)

1,500 2,4002,500 4,160

Espacio ocupado por arrancador: 2,286 mm + 762 mm (90” + 30”)

Nota: Se agrupa un arrancador en dos gabinetes estándar; los contactores y el auto-transformador ocupan una sección completa (762 mm cada uno) y el equipo de con-trol y auxiliar una tercera parte del otro gabinete (762 mm).

En la figura 9.13 se muestra un arreglo tipo de distribución de fuerza considerandoalgunos de los sistemas auxiliares.

9.4.3 Sistemas auxiliares

Los sistemas auxiliares comprenden el conjunto de instalaciones formadas por lasfuentes de alimentación de corriente directa y de corriente alterna, de baja tensiónutilizados para energizar los sistemas de control, protección, señalización y alumbra-do. Normalmente se utilizan en caso de falla en el suministro de energía en equiposde vital importancia, por lo cual dependiendo de la importancia del sistema podránser utilizados o bien considerados en etapas futuras de un proyecto, ya que éstosinfluirán en el dimensionamiento del arreglo físico y costo del proyecto, como lomuestra la figura 9.13, en el caso de que estos servicios se requieran.

Aunque los bancos de baterías y cargadores de baterías ocupan un espacio relati-vamente pequeño, deben ser considerados en el dimensionamiento del arreglo físico,ya que requieren de sitios especiales para su instalación según lo indicado en el pun-to 9.4.1 (sistemas auxiliares).

Los locales de instalación donde se ubiquen plantas de emergencia deberán cumplircon lo indicado en el punto 9.4.1(sistemas auxiliares). Las dimensiones de éstas se-rán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico unavez que se tengan los planos del fabricante, con el mostrado en la figura 9.14.

Cuando la planta de emergencia se instale en local cerrado, dicho local deberá con-

tar con suficiente ventilación mediante extractores de aire. En dichos locales se debe-rá mantener la distancia mínima posible de la planta al muro, considerando la capa-cidad de la planta, las dimensiones de la misma y los espacios mínimos para manio-bras y mantenimiento, como se indica en la figura 9.14.

En la figura 9.15 se muestra un arreglo físico tipo de la instalación de la planta eléc-trica de emergencia, comúnmente utilizado y la disposición con respecto al tablero detransferencia y tanque de combustible.



309

Para los tanques de combustible considere lo indicado en la figura 9.16.

9.5 TABLAS

Tabla 9.3 Distancias mínimas a partes vivas descubiertas

Tensión nominalEntre fases(volts)

Altura mínima(m)

Distancia horizontalmínima

(m)

Distancia mínima deResguardo a

Partes vivas (m)Hasta 600 2.60 1.00 0.05

Más de 600Hasta 6600 2.70 1.00 0.10

1380023000

2.702.80

1.071.14

0.150.23

34500 3.90 1.20 0.30(Referencia: NOM-001-SEMP-1994)

Tabla 9.4 Distanc ias mínimas entre fases y a tierra en conductores desnudos

TensiónNominal

Nivel básico de Distancias mínimas

Entre fases(kV)

Aislamiento al impulso(kV)

Entre fases De fase a tierra

Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext.2.4

4.166.6

606075

959595

121214

181818

8810

151515

13.823

34.5

95125

150200

110150

150200

1927

3246

3138

3846

1319

2433

1826

2633Nota: Los valores de esta tabla deben considerarse como valores mínimos aplicables en condicionesatmosféricas normales, hasta 1000 msnm

Temperatura 20°CPresión 101.3 kPa o 760 mm HgHumedad absoluta ho=11 g/mPara condiciones desfavorables de servicio, estos valores deben aumentarse.


Tabla 9.5 Profundidad mínima de enterramiento para acometidas Subterráneas

TensiónDel

Circuito

CablesDirectamenteEnterrados

Tubo conduitNo metálico

Rígido**Tubo conduit metálico

rígido e intermedio

Mm Mm MmMás de 600v-22kv 750 450 150Más de 22kv 40 kv 900 600 150

Más de 40kv 1100 750 150



310

NOTA: La profundidad mínima es la distancia en mm más corta medida desde un punto en la superfi-cie superior de cualquier conductor directamente enterrado, cable, tubo conduit u otra canalizaciónhasta la superficie exterior del piso terminado, concreto o recubrimiento similar.** Certificados por un organismo de certificación acreditado como adecuados para enterrarse directa-mente sin estar embebidos.(Referencia: NOM-001-SEMP-1994)

Tabla 9.6 Carga máxima sopor tada por postes de concreto

A r e a r u r a lTipo de poste PC-11-500 PC-11-700

Límite de carga (kg) 1,000 kg 1,400 kgCapacidad del 1 F hasta 75 kVA hasta 167 kVAtransformador 3 F hasta 75 kVA hasta 150 kVA

A r e a u r b a n aTipo de poste PC-12-750 A-13

Límite de carga (kg) 1,500 kg 1,700 kgCapacidad del 1 F hasta 167 kVA hasta 167 kVA

transformador 3 F hasta 150 kVA hasta 150 kVA

Referencia: CFE O8-TR-01)

Tabla 9.7 Pesos aproximados de transformadores de d istribución

Capacidad(kVA)

P e s o(kg)

15 kV 25kV 35 kV153045

242335437

384510545

510580690

75112.5150

538757899

7889031100

82911211240

225300500

139418002462

166619902804

198025502970

(Referencia: información de fabricante)



311

Tabla 9.8 Criterios de selección para s.e. compactas y rurales

S.e. compacta S.e. ruralOcupa poco espacio Ocupa un espacio mayor

No existe limitación en cuanto a la capacidad y

peso del transformador

Existe limitación en cuanto a la capacidad ypeso del

transformadorNo existe limitación en cuanto al número de

transformadoresExiste limitación en cuanto al número de trans-

formadoresInversión inicial alta Inversión inicial normal

Intercambiabilidad de equipos de diferentesmarcas

Intercambiabilidad de equipos de diferentesmarcas

Instalación relativamente complicada Fácil instalaciónMejor estética Aspecto rural

Flexibilidad para ampliaciones futuras Dificultad para ampliaciones futurasNo existe riesgo de contacto accidental con

partes vivasExiste riesgo de contacto accidental con partes

vivasMantenimiento relativamente mayor Poco mantenimiento


Tabla 9.9 Espacios mínimos ocupados por combinaciones de interruptor ter-momagnético-contactor magnético

Tamaño nema C.p. MáximosAltura de lacombinación

220 V 440 V mm (PULGADAS)a tensión plena

1 7 1/2 10 305 (12”)2 15 25 305 (12”)3 25 50 457 (18”)4 50 100 762 (30”)5 100 200 1143 (45”)6 200 400 1372 (54”)

a tensión reducida tipo autotransformador2 15 25 1067 (42”)3 25 50 1372 (54”)4 50 200 1600 (63”)5 100 200 1981 (78”)6 200 400 1981 (78”)




312

Tabla 9.10 Espacios mínimos ocupados por tableros de distribución y alumbra-do, con tensión nominal a 220/127V

No. total de polos Espacio ocupado1 fase, 3 hilos, con zapatas principales

2 305 (12”)4 305 (12”)8 381 (15”)12 381 (15”)14 381 (15”)20 457 (18”)30 610 (24”)42 762 (30”)

1 fase, 3 hilos, con interruptor principal8 457 (18”)14 457 (18”)20 610 (24”)24 610 (24”)30 838 (33”(42 991 (39”)

3 fases, 4 hilos, con zapatas principales12 457 (18”)14 457 (18”)29 457 (18”)30 610 (24”)42 762 (30”)

3 fases, 4 hilos, con interruptor principal14 457 (18”)24 610 (24”)

30 762 (30”)42 991 (39”)(Referencia: información de fabricante)

Tabla 9.11 Espacios mínimos ocupados por transformadores de distr ibucióntipo seco

Capacidad máxima(kVA)

Espacio ocupadomm (pulgadas)

transformadores monofásicos2 305 (12”)6 381 (15”)

15 457 (18”)30 610 (24”)45 686 (27”)

transformadores trifásicos15 457 (18”)30 610 (24”)50 762 (30”)




313

Tabla 9.12 Espacios mínimos ocupados por interruptores termomagnéticosprincipales y derivados

No. de polos Capacidad máxima (a) Altura mm.(pulgadas)2 ó 3 100 305 (12”)

225 457 (18”)

400 686 (27”)3 100 762 (30”)

200 1067 (42”)(Referencia: información de fabricante)



314

9.6 FIGURAS

Figura 9.1 Subestación tipo poste (un poste)

(Referencia: CFE 08-TR-14)



315

Figura 9.2 Subestación tipo poste (dos postes)

Referencia: CFE 08-TR-15



316

Figura 9.3 Subestación t ipo pedestal



317

Figura 9.4 Planta de subestación t ipo pedestal (cuatro postes)



318

Figura 9.5 Elevación de subestación tipo pedestal (cuatro postes)Nota: Para las distancias D1, D2, D3 y D4 Ver figura 9.4



319

Figura 9.6 Medición en Alta tensión para acometida área en 3.5 KV conexiónDelta

(Referencia: MAT-02)



320

Figura 9.7 Medición en baja tensión con TC´S, con subestaciónTipo Pedestal, hasta 199 kw

(Referencia: MAT-01)



321

Figura 9.8 Subestación intemperie en estructura metálica(Referencia: PEMEX 3.344.02)



322

Figura 9.9 Arreglo básico de subestación compacta, con acometidasubterránea

(Referencia: Información del fabricante)



323

Figura 9.10 Subestación compacta sin cuchillas, dos secciones y acoplamientoa transformador

(Referencia: Información de Fabricante)



324

Figura 9.11 Subestación compacta tipo exterior, arreglo radial simple(Referencia: Información del fabricante)



325

Figura 9.12 Arreglo para un equipo de bombeo(Referencia: Información del fabricante)



326

Figura 9.13 Arreglo típico de distr ibución de fuerza(Referencia: Información de fabricante)



327

Figura 9.14 Instalación y dimensionamiento de plantas eléctricas deemergencia

(Referencia: Información del Fabricante)



328

Figura 9.15 Diagrama Físico Tipo de la instalación de una planta deemergencia




329

Figura 9.16 Dimensiones de tanques de combustible para plantas deemergencia




330

9.7 BIBLIOGRAFÍA

Elementos de diseño de subestaciones eléctricasGilberto Enríquez HarperEditorial Limusa

Diseño de subestaciones eléctricasJosé Raúl MartínEditorial MC. Graw-Hill

NOM-OO1-SEMP-1994Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de energía eléctrica

Norma de distribución-construcción de líneas aéreasComisión Federal de Electricidad

Industrial power systems handbookD. BeemanEditorial MC.Graw-Hill

IEEE std-141-1993 Recomended practice for electric power distribution for industrialplants (red book)

Catálogos y publicaciones diversasSquare D’ de México, s.a. de c.v.Federal Pacific Electric, s.a. de c.v.General Electric de México, s.a. de c.v.

Selmec equipos industriales, s.a. de c.v.Siemens, s.a. de c.v.Saft Nife, s.a. de c.v.Accesorios Eléctricos, s.a. de c.v.



CONTENIDO

10. NOMENCLATURA ............................................................................................332

10.1 DEFINICIÓN....................................................................................................332

10.2 SÍMBOLOS ELÉCTRICOS..............................................................................343



10. NOMENCLATURA

Nomenclatura (por definición: conjunto de nombres)

10.1 DEFINICIÓN

A la vista de.- Quiere decir que el equipo debe ser visible desde el otro equipo y nodebe estar a más de 15m de separación uno del otro.

A prueba de.- En general, se aplica al equipo (o instalación) diseñado o construido detal modo que su buen funcionamiento no es afectado por la presencia del agenteexterno contra el cual se considera protegido y que debe mencionarse en cada caso.Esta definición se aplica, por ejemplo, a los términos: "A prueba de agua", "A pruebade intemperie", "A prueba de lluvia", "A prueba de polvo", etc.

Abierto (aplicado a equipo eléctrico).- Se dice de una máquina, aparato o dispositivo,construido sin protección especial de sus partes sometidas a potencial o enmovimiento.

Accesible (aplicado a equipos).- Que puede acercársele, que no está cerrado bajollave, a una altura elevada, etc.

Accesible (aplicado a métodos de alambrado).- Que puede retirarse o ser expuestosin dañar la estructura del edificio o su acabado, o que no está permanentementeencerrado por la estructura o el acabado del edificio.

Accesible, fácilmente.- Capaz de ser alcanzado rápidamente para el funcionamiento,mantenimiento e inspección sin necesidad de brincar o quitar obstáculos o hacer usode escaleras, bancos, etc.

Accesorio.- Pieza de una instalación tal como una tuerca, un conector u otra parte deun sistema de alambrado cuya finalidad principal es realizar una función mecánicamás que eléctrica.

Acometida.- Conductores y equipo necesarios para llevar la energía eléctrica desdeel sistema de suministro al sistema de alambrado de la propiedad alimentada.

Activo (conductor).- Eléctricamente conectado a una fuente de diferencia de potencialeléctricamente cargado de manera que presente una diferencia de potencial conrespecto a tierra.

Ajuste (de un interruptor automático).- Valor de la corriente que determina su disparo.

Apagador .- Interruptor pequeño, de acción rápida, operación manual y bajacapacidad, que generalmente se usa para el control de aparatos pequeñosdomésticos y comerciales y unidades pequeñas de alumbrado.

Apartarrayo.- Supresor de sobretensiones.

332



Aprobado.- Cualquier producto o equipo certificado por las autoridades competenteso por los organismos de certificación acreditados en el país conforme a lo dispuesto,por la Ley Federal Sobre Metrología Y Normalización.

Automático.- Que actúa por sí mismo, por su propio mecanismo cuando es

accionado por alguna influencia no humana; por ejemplo, una variación de intensidadde corriente, de presión, de temperatura o cambio de configuración mecánica.

Cable (aplicado a la forma de construcción de un conductor).- Conductor formado porvarios filamentos torcidos, con lo cual se obtiene un conductor más flexible que elalambre (conductor sólido) de sección equivalente.

Cable aislado.- Conductor (generalmente formado por filamentos) o grupos deconductores, provisto cada uno de su propio aislamiento y envuelto el conjunto poruna capa aislante y por una cubierta exterior protectora.

Cable de acometida.- Cable formado por conductores de acometida.Caja.- Cubierta diseñada para ser montada superficialmente, con puertas o tapasque encajan en las paredes de la caja y se fijan a ellas.

Canalización.- Conducto cerrado diseñado especialmente para contener alambres,cables o solera.

Nota: Las canalizaciones pueden ser metálicas o no metálicas y el término incluye:tubo conduit metálico tipo pesado, tubo rígido no metálico, tubo conduit metálicosemipesado, tubo conduit flexible hermético a los líquidos metálico y no metálico,tubo conduit metálico flexible, tubo conduit metálico tipo ligero, canalizaciones bajo elpiso, canalizaciones en pisos celulares de concreto, canalizaciones en pisoscelulares metálicos, canalizaciones de superficie, ducto para cable, canales metálicoscon tapa y canalizaciones para soleras.

Capacidad de corriente.- Corriente que puede conducir un conductor eléctrico,expresada en amperes, bajo operación continúa y sin exceder su temperaturamáxima de operación.

Capacidad interruptiva.- Corriente máxima, expresado en amperes, que undispositivo puede interrumpir a una tensión nominal, bajo condiciones normales deprueba.

Nota: Los equipos diseñados para interrumpir otras corrientes que no sean fallas,pueden expresar su capacidad de interrupción en otras unidades como los kW (CP),o la corriente a rotor bloqueado.

Carga conectada.- La suma de las potencias nominales de las máquinas y aparatosque consumen energía eléctrica, conectados a un circuito o a un sistema.

333



Carga contínua.- Carga cuya corriente máxima se mantiene durante tres horas omás.

Carga eléctrica.- Potencia que demanda, en un momento dado, un aparato omáquina o un conjunto de aparatos de utilización conectados a un circuito eléctrico

(la carga puede variar en el tiempo, dependiendo del tipo de servicio).Cerrado (aplicado a equipos).- Se dice de una máquina o aparato construido conprotección especial de sus partes sometidas a potencial o en movimiento.

Certificado.- Es el sistema de certificación de lotes o partidas para productos,materiales, subpartes o componentes que expide la autoridad competente o elorganismo de certificación acreditado en México, con el objeto de verificar suconformidad con normas oficiales mexicanas y/o normas mexicanas específicas delproducto, o condiciones preestablecidas.

Circuito alimentador.- Es el conjunto de los conductores y demás elementos de uncircuito, en una instalación de utilización, que se encuentra entre el medio principalde desconexión de la instalación y los dispositivos de protección contrasobrecorriente de los circuitos derivados.

Circuito de fuerza de baja potencia.- Circuito que no es para control remoto o deseñalización pero que tiene suministro de energía limitado de acuerdo con losrequisitos de control remoto clase 2 y clase 3.

Circuito derivado.- Conductores del circuito formado entre el último dispositivo contrasobrecorriente que protege el circuito y la(s) carga(s) conectada(s).

Conductor activo.- Conductor de un circuito que normalmente tiene una diferencia depotencial con respecto a tierra.

Conductor de puesta a tierra.- El conductor que se usa para conectar a tierra, en elpunto requerido, las cubiertas metálicas de los equipos, las canalizaciones metálicasy otras partes metálicas no portadoras de corriente.

Conductor puesto a tierra del sistema.- Es el conductor de un circuito o sistema queintencionalmente se conecta a tierra, tal como es el uso del conductor neutro.

Conductor neutro.- Conductor del sistema o circuito que está puesto a tierraintencionalmente.

Contacto (como dispositivo de instalaciones eléctricas.- Dispositivo formado por unreceptáculo (no del tipo de casquillo roscado), previsto como salida de unainstalación eléctrica y que se usa para recibir las clavijas de cordones o cablesflexibles de aparatos que están alimentados por este medio.

334



Corta circuito térmico.- Dispositivo de protección contra sobrecorriente que contieneun elemento térmico adicional que afecta a un elemento fusible renovable que abre elcircuito. No está diseñado para interrumpir corrientes de corto circuito.

Controlador.- Dispositivo o grupo de dispositivos que sirven para gobernar, en alguna

forma predeterminada, la potencia eléctrica suministrada a los equipos, a los cualesestán conectados.

Desconectador.- Dispositivo destinado a abrir o cerrar en aire un circuito, solamentedespués de que se ha desconectado la carga por algún otro medio, pero que puedetener potencial aplicado en el momento de su operación.

Descubierto (aplicado a métodos de alambrado).- Colocado encima o fijado a unasuperficie o por detrás de paneles diseñados para permitir el acceso.

Descubierto (aplicado a partes vivas).- Que una persona puede inadvertidamentetocarlo o acercársele a una distancia menor a la segura.

Se aplica a las partes que no están resguardadas, separadas o aisladas de maneraadecuada.

Dispositivo.- Elemento de un sistema eléctrico destinado a transportar pero no autilizar energía eléctrica.

Ducto.- Canalización sencilla, cerrada, de cualquier forma de sección. Este términose aplica a algunos tipos especiales de canalización y tiene un uso particular en elcaso de líneas subterráneas.

Electrodo de tierra.- Una o más partes conductoras (generalmente varillas, tubos oplacas), enterradas en el suelo, con el propósito de hacer contacto eléctrico firme conla masa general de la tierra en el lugar.

Electrodoméstico.- Equipo de utilización generalmente de tipo no industrial,construido normalmente en tipos o tamaños normalizados, que se conecta como unaunidad para realizar una o más funciones, tales como lavadora, licuadora, ventilador,etc.

Electrorregistro.- Pieza o parte de un ducto o tubo de canalización, que permiteacceso al interior mediante tapas removibles colocadas en las uniones de dos o mássecciones de la canalización o al final de ella.

Equipo.- Término general que abarca material, accesorios, dispositivos, artefactos,luminarias, aparatos y similares que se usan como partes de la instalación eléctrica oconectados a ella.

335



Equipo a prueba de explosión.- Equipo protegido por una caja, capaz de resistir unaexplosión de un gas o vapor específico, que puede ocurrir en su interior, de impedir laignición de un especificado gas o vapor que lo rodea causado por chispas, explosióndel gas o vapor del interior de la cubierta y capaz de funcionar a una temperaturaexterior tal que la atmósfera inflamable que lo rodea no sea incendiada por su causa.

Equipo de acometida.- El equipo necesario compuesto generalmente por uninterruptor automático o manual y fusibles y sus accesorios, colocados cerca delpunto de entrada de los conductores de alimentación de un edificio, otra estructura uotra área definida y que está destinado a servir de control principal y medio dedesconexión del suministro.

Equipo del servicio.- El conjunto de aparatos, propiedad del organismo suministradoro bajo su cuidado, necesarios para el adecuado suministro del servicio, tal comoequipo de medición, transformadores de instrumento y gabinetes que los contienen,cuchillas auxiliares, etc., que se encuentran instalados en el extremo de la acometidamás próximo al servicio.

Equipo de utilización.- Equipo que transforma la energía eléctrica en energíamecánica, química, calorífica, lumínica, etc.

Equipo eléctrico.- Término general que comprende aparatos, máquinas, dispositivos,etc. que se usan en instalaciones eléctricas, para generación, conversión,transformación o utilización de energía eléctrica, incluyendo instrumentos demedición, dispositivos de protección y aparatos accesorios.

Factor de demanda.- Relación entre la demanda máxima de un sistema o parte de unsistema a la carga total conectada de un sistema o a la parte del sistema bajoconsideración.

Frente muerto.- Sin partes vivas descubiertas hacía las personas en el lado deaccionamiento del equipo.

Gabinete.- Caja diseñada para montaje de superficie o embutida , provista de unmarco o pestaña en el cual hay o pueden colocarse puertas de bisagra.

Guarda.- Carcaza o cubierta de los aparatos o la cerca o paredes que rodean unainstalación para evitar a las personas un contacto accidental con partes energizadas,o para proteger el equipo contra daño físico.

Hermético (a.).- (Aplicado a equipo eléctrico). Construido de tal modo que el agenteexterno de que se trata (y que en cada caso debe mencionarse) no puede penetrar ala caja que protege al equipo.

Instalación de utilización.- Para los fines de la presente norma, se aplica a lainstalación de un usuario del servicio público de energía eléctrica.

336



Instalación eléctrica.- Cualquier combinación de equipo eléctrico que se encuentrainterconectado, incluyendo los conductores y demás elementos de interconexión yaccesorios, dentro de un espacio o localización determinados.

Instalación oculta.- La que tiene canalización embutida en muros, techos, pisos, etc.,

o dentro de éstos, en forma que no sea visible.Instalación visible.- Instalación en línea abierta o en canalización colocada en formaque sea visible.

Interruptor.- Dispositivo que puede abrir un circuito eléctrico, cuando circula corriente,con un valor hasta el de la capacidad del mismo dispositivo, sin sufrir daño alguno.

Interruptor automático.- Dispositivo diseñado para abrir y cerrar un circuito pormedios no automáticos y que abre el circuito automáticamente a una sobrecorrientepredeterminada, sin daño para el mismo, cuando se le usa de manera adecuadadentro de sus capacidades nominales.

Ajuste (de un interruptor automático).- El valor de la corriente de tiempo o de ambosa los cuales se gradúa el disparo de un interruptor automático ajustable.

Ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automáticopuede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara o el tiemporequerido para hacerlo, dentro de límites definidos.

Disparo instantáneo (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción dedisparo del interruptor no se ha introducido intencionalmente ningún retardo.

No ajustable (aplicado a interruptor automático).- Indica que el interruptor automáticono puede graduarse para cambiar el valor de corriente a la cual dispara, ni el tiemporequerido para su funcionamiento.

Tiempo inverso (aplicado a interruptor automático).- Indica que en la acción dedisparo del interruptor sea introducido intencionalmente un retardo que decrece amedida que la magnitud de la corriente aumenta.

Interruptor de uso general.- Interruptor para utilización en distribución general ycircuitos derivados. Está calibrado en amperes y puede interrumpir su corrientenominal a la tensión nominal.

Interruptor contra fallas a tierra (ICFT).- Dispositivo destinado a la protecciónpersonal, que funciona para desenergizar un circuito o una parte del mismo, dentrode un período determinado, cuando ocurre una corriente de falla a tierra que excedeun valor predeterminado, menor que el necesario para accionar la protección contrasobrecorriente del circuito de alimentación.

337



Interruptor separador.- Un interruptor previsto para aislar un circuito eléctrico de lafuente de alimentación. Este no tiene capacidad de interrupción y está previsto parafuncionar solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio.

Línea aérea.- Es aquella que está constituida por conductores desnudos o aislados,

tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportadospor estructuras o postes, con los accesorios necesarios para la fijación, separación yaislamiento de los mismos conductores.

Línea subterránea.- Es aquella que está constituida por uno o varios cables aisladosque forman parte de un circuito eléctrico o de comunicación, colocados bajo el niveldel suelo, ya sea directamente enterrados, en ductos o con cualquier otro medio deprotección mecánica.

Lugar de condiciones corrosivas.- Se incluyen en esta designación los lugareshúmedos o mojados; lugares situados en zonas costeras (hasta aproximadamente 50kms. tierra adentro); los lugares donde existen gases, vapores o polvos de productosquímicos, ácidos o alcalinos y lugares similares.

Lugar húmedo.- Lugares parcialmente protegido bajo aleros y toldos, porches ycorredores techados y abiertos, lugares similares y ambientes interiores con un gradode humedad moderado, tales como algunos sótanos, graneros y depósitosrefrigerados.

Lugar mojado.- Instalaciones bajo tierra, en losas o mampostería, que están encontacto directo con tierra y lugares sometidos a saturación con agua u otroslíquidos, tales como áreas de lavado de vehículos y lugares expuestos a laintemperie y no protegidos.

Lugar peligroso.- Área o local en donde las instalaciones y el equipo eléctricosquedan expuestos a las condiciones de peligro que se originan por la existencia yconcentración, en la atmósfera de los mismos lugares, de gases, vapores, líquidosvolátiles, polvos o pelusas combustibles e inflamables.

Lugar seco.- Lugar que normalmente no está sometido a derrames o humedad. Unlugar clasificado como seco puede estar temporalmente sometido a agua o humedadcomo es el caso de un inmueble en construcción.

Luminario.- Es un aparato que distribuye, filtra o controla la luz emitida por una ovarias lámparas, el cual incluye, todos los accesorios necesarios para la fijaciónprotección y funcionamiento de dichas lámparas.

Materiales eléctricos.- Componentes de una instalación eléctrica tales comoconductores, canalizaciones, cajas de conexión y otros que individualmente noconstituyen un equipo eléctrico.

338



Puente de unión principal.- La conexión entre el conductor puesto a tierra del circuitoy el conductor de puesta a tierra de equipos, en la acometida.

Punteado.- Interconexión permanente de las partes metálicas para formar un caminoconductor que garantice la continuidad y capacidad de conducción eléctrica, para

transportar con seguridad cualquier corriente a la que puedan estar sometidas.Puesto a tierra.- Conectado a tierra o a algún cuerpo conductor que sirve como tierra.

Receptáculo.- Dispositivo de contacto instalado en una salida para la conexión deuna sola clavija.

Nota: Un receptáculo sencillo es un dispositivo de un solo juego de contacto. Unomúltiple es un dispositivo con dos o más contactos.

Recinto.- Son las paredes o guardas alrededor de la instalación para prevenir elcontacto del personal en forma accidental con partes energizadas, o para proteger elequipo contra daño físico.

Resguardado.- Cubierto, cercado, encerrado o protegido de otra manera, por mediode cajas o tapas adecuadas, barreras, rieles, pantallas, placas o plataformas quesuprimen el riesgo de contacto peligroso o acercamiento de personas u objetos a unpunto peligroso. Rodeado por una caja, cubierta, cerca o paredes que impiden a laspersonas tocar accidentalmente las partes energizadas.

Resistente a la intemperie (a prueba de intemperie).- Construido o protegido demanera que al estar expuesto a la intemperie no impide su buen funcionamiento.

Equipos clasificados como "Resistente a la lluvia", "Hermético a la lluvia", "Herméticoal agua" pueden clasificarse como "Resistente a la intemperie", si las condicionesclimáticas tales como nieve, hielo, polvo o temperaturas extremas no representan unfactor determinante.

Salida.- En una instalación de utilización, caja de conexiones de la cual se toma laalimentación para una o varias cargas eléctricas determinadas, tales como las deluminarios, motores, contactos, etc.

Seccionador.- Aparato de maniobra destinado a separar un circuito eléctrico de lafuente de energía. No tiene capacidad de interrupción de corriente y está destinado aser manipulado solamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otromedio.

Separado.- No fácilmente accesible a personas, a menos que se usen mediosespeciales de acceso.

Servicio contínuo.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de una cargaconstante por un tiempo indefinidamente largo.

340



Servicio intermitente.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento por períodosalternados: 1) Con carga y sin carga, 2) Con carga y parada, 3) Con carga, sin cargay parada.

Servicio periódico.- Tipo de servicio intermitente en el cual las condiciones de carga

son regularmente recurrentes.Servicio por corto tiempo.- Tipo de servicio que exige funcionamiento de una cargaconstante por un tiempo corto definido.

Servicio variable.- Tipo de servicio que exige el funcionamiento de cargas a intervalosque pueden estar sujetos a amplias variaciones.

Símbolo gráfico.- Es la representación gráfica de conductores, conexiones, aparatos,instrumentos y otros elementos que componen un circuito eléctrico.

Sistema de alambrado de la propiedad.- El alambrado interior y exterior, entre elextremo del lado de la carga de la parte exterior de la acometida a la(s) salida(s);incluye los circuitos de fuerza, alumbrado, control y señales, junto con todos losherrajes correspondientes, accesorios y dispositivos de alambrado, ya esténinstalados temporal o permanentemente; no incluyen el alambrado interno deartefactos, luminarias, motores, controladores, centros de control de motores yequipo similar.

Sistema fotoeléctrico solar.- El total de los componentes y subsistemas quecombinados, convierten la energía solar en energía eléctrica apropiada para conectara una carga útil.

Sobrecarga.- Funcionamiento de un equipo excediendo su capacidad normal o deplena carga nominal, de un conductor con exceso de corriente sobre su capacidadnominal, cuando tal funcionamiento, de persistir por suficiente tiempo, causa daño osobrecalentamiento peligroso. Una falla, tal como un corto circuito o una falla a tierra,no es una sobrecarga.

Sobrecorriente.- Cualquier valor de corriente mayor que la corriente nominal delequipo, o mayor que la capacidad de corriente de un conductor. La sobrecorrientepuede ser causada por una sobrecarga (véase definición), un cortocircuito o una fallaa tierra.

Nota: Un equipo o conductor, bajo ciertas y determinadas condiciones, puede seradecuado para una corriente mayor que la nominal; de ahí que los requisitos para laprotección contra sobrecorriente se especifiquen para condiciones particulares.

Subestación de usuario.- La subestación que es propiedad de un usuario del servicioeléctrico y cuya función, en el caso general, es modificar la tensión de alimentacióndel servicio en la forma en que se requiere para la distribución interior o para lautilización de la energía.

341



Tablero.- Un panel o grupo de paneles individuales diseñados para construir un solopanel; incluye barras, dispositivos automáticos de protección sobrecorriente y puedetener o no interruptores para controlar los circuitos de fuerza, iluminación ocalefacción. Está diseñado para instalarse dentro de una caja o gabinete colocado,embutido o adosado a una pared o tabique y ser accesible sólo por el frente.

Tablero de distribución.- Panel sencillo, armazón o conjunto de paneles, de en dondese instalan, ya sea por el frente, por detrás o en ambos lados, interruptores,dispositivos de protección contra sobrecorriente y otras protecciones, soleras einstrumentos. Los tableros de distribución normalmente son accesibles desde elfrente y desde atrás y no están previstos para instalarse dentro de gabinetes.

Tensión (de un sistema).- Es el mayor valor eficaz de la diferencia de potencial entredos conductores, cualesquiera del circuito al que pertenecen.

En varios sistemas, tales como trifásico de 4 hilos, monofásico de 3 hilos y corrientedirecta, pueden existir circuitos con tensiones diferentes.

Tensión a tierra (respecto a tierra).- En los circuitos puestos a tierra, es la tensiónentre un conductor dado y el punto o el conductor del circuito que está puesto atierra. En los circuitos no puestos a tierra es la mayor diferencia de potencial eficazentre un conductor dado y cualquiera de los otros conductores del circuito.

Tensión nominal.- Valor nominal asignado al circuito o sistema para la denominaciónde su clase de tensión, por ejemplo: 240/120, 220/127V, etc. La tensión real a la cualfunciona el circuito varia dentro de una banda que permite un funcionamientosatisfactorio del equipo.

Tierra.- Conexión conductora intencional o accidental entre un circuito o equipoeléctrico y la tierra o algún conductor que se usa en su lugar.

Unidad de vivienda.- Uno o más habitaciones para uso como vivienda, por una o máspersonas y que incluye área para recibo, comedor, dormitorio e instalacionespermanentes para cocina y servicio sanitario.

Usuario.- Cualquier persona, física o moral, a quien el organismo suministradorproporciona servicio eléctrico. (Se le llama también "consumidor").

Ventilado.- Provisto de medios que permiten una circulación de aire suficiente paraevitar un exceso de calor, humos o vapores.

342



10.2 SÍMBOLOS ELÉCTRICOS

NOMBRE SÍMBOLO

Acometida

Apagador sencillo

Apartarrayos

Arbotante

Arbotante incandescente interior

Arrancador a tensión reducida tipo autotransformador

Arranca Arrancador a tensión plena

Baja tubería

Banco de ductos indicando el número de vías

Batería de una celda

Batería multi-celda

Bobina de operación* Lugar donde se indica la función

343



NOMBRE SÍMBOLO

Bobina en derivación

Bobina en serie

Botón de timbre

Cable con aislamiento para tensiones mayores a 600 volts A. T.

Cable con aislamiento para tensiones menores a 600 volts B. T.

Cable de cobre desnudo para la red de tierras

Caja de conexiones

CONDUCTORES

Símbolo general

Cable de "n" conductores(x) Indica número de conductores y calibre

CONEXIONES

Cruce con conexión

Cruce sin conexión

Final de cable

Conexión a tierra

Conmutador de amperímetro CA

Conmutador de voltmetro CV

Corriente alterna

Corriente directa

344



NOMBRE SÍMBOLO

CONTACTOS

Contacto normalmente abierto

Contacto normalmente cerrado

Contacto con bobina de soplo

CONTACTO DE ACCIÓN RETARDADA

Normalmente abierto cuando la bobina está energizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está energizada

Normalmente abierto cuando la bobina está desenergizada

Normalmente cerrado cuando la bobina está desenergizada

Contacto enchufable

Contactos de operación manual

1 polo 2 polos

Contacto monofásico en muro

Contacto trifásico en muro

Cuadro indicador

DESCONECTADORES

Símbolo general

345



NOMBRE SÍMBOLO

Desconectador doble tiro

ELEMENTOS DE OPERACIÓN

Elemento térmico

Elemento Magnético

ESTACIÓN DE BOTONES

De contacto momentáneo normalmente abierto

De contacto momentáneo normalmente cerrado

Doble circuito con un contacto momentáneo normalmente abierto yun contacto momentáneo normalmente cerrado

FUSIBLES

Símbolo general

Fusible desconectador

Fusible en portafusible removible

INTERRUPTORES

Símbolo general Termomagnético

Electromagnético E

346



NOMBRE SÍMBOLO

Interruptor enchufable

Interruptor con elemento térmico de sobrecarga

Interruptor con elemento magnético de sobre carga

Interruptor con elemento magnético y térmico de sobrecarga

Interruptor de límite normalmente abierto

Interruptor de límite normalmente cerrado

Interruptor de límite de contacto cerrado sostenido

Interruptor de límite de contacto abierto sostenido

Interruptor de pié normalmente abierto

Interruptor de pié normalmente cerrado

Interruptor de presión y vacío normalmente abierto

Interruptor de presión y vacío normalmente cerrado

347



NOMBRE SÍMBOLO

Interruptor de flotador normalmente abierto

Interruptor de flotador normalmente cerrado

Interruptor termostático normalmente abierto

Interruptor termostático normalmente cerrado

Interruptor de flujo normalmente abierto

Interruptor de flujo normalmente cerrado

Interruptor de potencia (montaje removible)

Interruptor de potencia con cuchillas desconectadoras

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

AmpérmetroAM

Medidor de Demanda MD

Medidor de factor de potencia FP

Frecuencímetro FM

Factorímetro FPM

Sincronoscopio S

Voltímetro VM

348



NOMBRE SÍMBOLO

Varhorímetro VARHM

Vármetro VARM

Wattmetro WM

Para otros aparatos se debe indicar el nombre fuera del símboloAparato tal

LÁMPARAS PILOTO O INDICADORA

Color rojoR

Color ambar A

Color verde v

Color blanco B

Color amarillo Am

Color azul Az

Con contacto de prueba

Luminaria fluorescente

Luminaria para alumbrado de emergencia Ó

Luminario incandescente

Luminario incandescente a prueba de vapor

NOMBRE SÍMBOLO

349



Luminario de vapor de mercurio aditivos metálicosVMAM

Luminario de vapor de mercurioVM

Luminario de vapor de sodio alta presiónVSAP

Luminario de vapor de sodio baja presiónVSBP

MÁQUINAS ROTATIVAS

Generador GEN

Motor MOT

Medidor de compañía suministradora de energía

Pararrayo

Registro eléctrico

RELEVADORES

Símbolo general básico

(*) En este lugar debe aparecer el número de designacióncorrespondiente al tipo de relevador

Resistencia(*) Lugar donde se indica el valor

Resistencias valor fijo

Sube tubería

Tablero de distribución de alumbrado

Tablero de distribución de fuerza

TERMINALES

Símbolo general

NOMBRE SÍMBOLO

350



Tablilla de terminales

Tablilla de "n" terminales

Transformador

Autotransformador

Autotransformador variable

Transformador de corriente

Transformador de potencial

CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES

Símbolo que se debe de colocar al lado del símbolo deltransformador

2 fases, 3 hilos

2 fases, 3 hilos y tierra

2 fases, 4 hilos

2 fases, 5 hilos y tierra

3 fases, 3 hilos (conexión delta)

351



NOMBRE SÍMBOLO

3 fases, 3 hilos (conexión delta con tierra)

3 Fases, 4 hilos (conexión delta sin tierra)

3 fases, 4 hilos (conexión delta con tierra)

3 fases (delta abierta)

3 fases (delta abierta con tierra)

3 fases, 4 hilos (estrella con tierra)

3 fases (conexión zig-zag)

3 fases (conexión Sctott ó T)

Varilla de tierras con registro

Varilla de tierras sin registro

352



CONTENIDO

APENDICE A..........................................................................................................354

OBJETIVO...............................................................................................................354 1.1 NORMATIVIDAD...............................................................................................354

1.2 CONDICIONES GENERALES DE SERVICIO ..................................................354

1.2.1 Condiciones ambientales ...............................................................................354 1.2.2 Operación del sistema....................................................................................354 1.2.3 Cargas del sistema.........................................................................................355

1.3 CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ....................................356

1.3.1 Voltaje de acometida......................................................................................356

1.3.2 Diagrama de distribución................................................................................356 1.3.3 Subestación eléctrica .....................................................................................356 1.3.4 Voltaje de operación de los equipos de fuerza...............................................357 1.3.5 Voltaje de operación de los equipos de alumbrado........................................358

2.0 MEMORIA DE CÁLCULO .................................................................................359

2.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR ..............................359

2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO ...................................................................361

2.2.1 Corto circuito trifásico.....................................................................................361 2.2.2 Corto circuito monofásico...............................................................................365

2.3 CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS...............................................................366

2.4 CÁLCULO DEL CALIBRE DE CONDUCTORES ..............................................370

2.5 CALIBRACIÓN DE INTERRUPTORES.............................................................375

2.6 ESTUDIO DEL FACTOR DE POTENCIA..........................................................375

2.7 ESTUDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN..................................................................378

2.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO............................................................................383

2.8.1 Alumbrado exterior .........................................................................................383 2.8.2 Alumbrado interior ..........................................................................................385

2.9 CÁLCULO DE LA PLANTA DE EMERGENCIA ................................................389



354

APENDICE A

OBJETIVO

Se diseñará el proyecto eléctrico para la planta de tratamiento de agua, bajo losprocedimientos de diseño descrito en este manual, de tal forma que se cumplan losrequisitos de seguridad, continuidad, eficiencia, flexibilidad y economía de la planta.

1.1 NORMATIVIDAD

El proyecto eléctrico de la planta de tratamiento de agua estará diseñado de acuerdocon la última revisión de las siguientes normas:

NOM-001-SEMP-1994 Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso dela energía eléctrica

CFE Comisión Federal de Electricidad

IEEE Institute of Electrical and Electronical Engineers

ANSI American National Standards Intitute

NEMA National Electrical Manufacturers Association

ASTM American Society for Testing Materials

IEC International Electrotechnical Commission

1.2 CONDICIONES GENERALES DE SERVICIO1.2.1 Condiciones ambientales

La temperatura ambiente promedio es de 30°C.

La temperatura ambiente máxima es de 40°C.

La altitud a la cual estarán instalados los equipos es de 2200 msnm.

El tipo de atmósfera a considerar será húmeda.

1.2.2 Operación del sistema

Se suministrará energía eléctrica a la planta de tratamiento de agua para laalimentación de los equipos electromecánicos, así como para alumbrado interior yexterior.

La planta operará normalmente las 24 horas del día con 11 motores de serviciocontínuo, 5 de relevo, así como un tablero de distribución para alumbrado ycontactos.



355

Se contará con una planta de emergencia, la cual deberá tener la suficientecapacidad para alimentar el tablero de distribución para cargas de alumbrado ycontactos, así como 4 motores de servicio continuo y 3 de relevo.

Los motores de servicio continuo y los motores de relevo se accionarán a pie del

motor o bien desde el CCM-1.Los motores podrán ser accionados manualmente a pie del motor o bien desde elcuarto de control.

En cada arrancador existirá un interruptor de tres posiciones, manual fuera-automático.

Se contará con motores de relevo en el cárcamo de aguas crudas, en elsedimentador, equipos de bombeo interno, cloradores y cárcamo de aguas tratadas.

El alumbrado exterior solo será utilizado por las noches.

En el caso de los servicios propios de la planta en los locales para oficinas seconsidera adecuado emplear luminarias fluorescentes. Tanto en áreas abiertas comoen baños se emplearán luminarias incandescentes. Para el alumbrado exterior seconsideran apropiadas las luminarias de vapor de sodio tipo punta de poste.

En caso de que el transformador este fuera de servicio ya sea por falla omantenimiento, el sistema eléctrico será capaz de operar el 50% de la capacidadtotal de la planta, por medio de la planta de emergencia

1.2.3 Cargas del sistema

La planta de tratamiento de agua contará con las siguientes cargas:

a) Para el cárcamo de aguas crudas

1 motor de 7.45 kW (10 C.P) en servicio continuo1 motor de 14.9 kW (20 C.P) en servicio continuo1 motor de 14.9 kW (20 C.P) de relevo

b) Para el sedimentador

1 motor de 3.73 kW (5 C.P) en servicio continuo1 motor de 3.73 kW (5 C.P) de relevo

c) Para bombeo interno

1 motor de 14.9 kW (20 C.P) en servicio continuo1 motor de 14.9 kW (20 C.P) de relevo1 motor de 22.35 kW (30 C.P) en servicio continuo



356

1 motor de 22.35 kW (30 C.P) de relevo

d) Para el espesador de lodos

2 motores de 3.73 Kw (5 C.P) en servicio continuo

e) Para los cloradores

1 motor de 5.58 kW (7.5 C.P) en servicio continuo1 motor de 5.58 kW (7.5 C.P) de relevo

f) Cárcamo de aguas tratadas

2 motores de 44.70 kW (60 C.P) en servicio continuo1 motor de 74.5 kW (100 C.P) de relevo

g) Un transformador de servicios de 15 Kva

1.3 CARACTERÍSTICAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA

El suministro eléctrico estará a cargo de la Comisión Federal de Electricidad y tendrálas siguientes características:

1.3.1 Voltaje de acometida

La acometida será subterránea a una tensión de 23 kV y 60 Hz.

1.3.2 Diagrama de distribución

El Sistema de distribución propuesto es el radial simple, con un transformador.Teniendo una planta de emergencia que proporcionara el 50% de energía en casode falla del sistema.

Debido a que la densidad de carga es relativamente alta, la distribución será a partirde un sólo centro de carga (ccm-1) el cual se ubicará en el cuarto de control.

1.3.3 Subestación eléctrica

La Comisión Federal de Electricidad entregará la energía eléctrica en la subestaciónexistente la cual reducirá el voltaje de distribución a un voltaje adecuado deutilización.

La subestación estará integrada por un banco de transformación el cual absorberá el100% de la carga.

Debido a que las instalaciones de la planta de tratamiento de agua están ubicadas enuna zona poblada con condiciones metereológicas normales, la subestaciónadquirida es para servicio intemperie NEMA 3R tipo compacta.



357

La subestación compacta será montada sobre una base de concreto armado y suubicación será lo más próxima al ccm-1.

Los equipos para maniobra y protección en alta tensión incluidos en la subestaciónson:

a) Cuchilla de paso

Con la finalidad de aislar eléctricamente el interruptor en aire (ruptofusible) de lafuente de alimentación, para efectos de mantenimiento o reposición de fusibles, lasubestación compacta contará con un juego de tres cuchillas desconectadoras, paraoperar en grupo, sin carga, de tiro sencillo y dispositivo de cierre y apertura rápida.

b) Apartarrayos

La subestación contará con un juego de tres apartarrayos con el fin de proteger elsistema de las sobretensiones por efecto de descargas atmosféricas (sección 280NOM-SEMP-1994).

c) Dispositivo general de protección

La subestación tendrá en el lado primario (acometida), un dispositivo general deprotección contra sobrecorriente adecuado a la tensión y corriente de servicio(sección 2401-5 NOM-SEMP-1994), y de acuerdo con lo establecido en el capítulo 18del libro de especificaciones.

1.3.4 Voltaje de operación de los equipos de fuerza

Debido a que la selección adecuada del voltaje con respecto a la potencia de losmotores, representa un importante costo económico, se elegirá un voltaje de 440volts de acuerdo con la siguiente gráfica.



358

13200

6600

4000

2300

440

voltaje de operación

100

voltaje recomendado

voltaje posible no recomendado

200 300 500400 1000 2000 600050003000 4000 80007000 10000

C.P.

1.3.5 Voltaje de operación de los equipos de alumbrado

Las luminarias de vapor de sodio empleadas en el alumbrado exterior requieren unvoltaje de 220 V.

Las luminarias fluorescentes e incandescentes del alumbrado interior y contactos

requieren para su operación de un voltaje de 127 V.

Estos voltajes serán obtenidos de un transformador tipo seco con relación detransformación de 440/220-127 V.



359

2.0 MEMORIA DE CÁLCULO

2.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR

a) Para el cálculo de la capacidad del transformador (T-2) para “servicios propios” dela planta se considera que la carga instalada es la siguiente:

Alumbrado en edificio principal = 2588.8 WAlumbrado en caseta de vigilancia = 550 WAlumbrado exterior = 2000 WAlumbrado en motores = 500 WContactos en edificio principal = 5600 WContactos en caseta de vigilancia = 1000 W

Carga total instalada = 12238.8 W = 12.2388 kW

El factor de potencia con que está trabajando la carga es de 0.9, por lo tanto, lapotencia en kVA será:

kVA13.5987=kVA

0.9

12.238 = kVA

En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada duranteel día, de la cual se obtienen los factores de corrección:

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Hrs

10

8

6

4

2

kW

contactos

alumbrado alumbrado

5400

4780

DEMANDA VS TIEMPO

Factores de corrección:

F.DEMANDA =DEM. MÁXIMA

CARGA INST. =

4780

5638.8 = 0.847

F.DIVERSIDAD =SUMA DE LA DEM.MÁX.

DEM.MÁX.RESULTANTE =

4780

4780 = 1

F.DEMANDA =5400

6600 = 0.818

F.DIVERSIDAD =5400

5400 = 1

ALUM

ALUM

CONT.

CONT.



360

kVA de transformación necesarios por concepto de la carga instalada

kVA5.306=kVAT1

0.847 X6.265 =

adF.DiversidF.Demanda

XInstaladaCarga=kVAT

ALUM

ALUM

kVAT = 7.33 X0.818

1 = 5.996 kVACONTACTOS

Los kVA que debe alimentar el transformador son:

kVAT = kVATMALU + kVATCONT. = 5.306 + 5.996

kVAT = 11.302 kVA

Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tieneque:

kVAT = 11.302 x 1.20 = 13.562 kVA

Por lo que se selecciona un transformador de:15 kVA

b) Capacidad del transformador T-1

Para el cálculo de la capacidad del transformador T-1 que alimentará a la planta detratamiento se considerá que la carga instalada es la siguiente:

Motores = 302.13 kWTransformador T-2 = 15 kVA

El factor de potencia con que está trabajando la instalación es de 0.9 atrazado. Por lotanto, los kVA que consumen los motores son:

kVA =302. 13

0.9 = 335.7 kVA

Carga total instalada será = 350.7 kVA

En la siguiente gráfica se muestra como estará actuando la carga instalada duranteel día, de la cual se obtienen los factores de corrección.

25

50

75

100

125

150

175200

0

2

kVA

Hrs.

Fuerza motriz

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

188.57

Demanda vs Tiempo



361

Factores de corrección de los motores.

1=271.4271.4

=sultanteDem.Max.ReMax.Dem.lasdeSuma

=adF.Diversid

0.56=335.7

188.57 =

instaladaCargaDem.Máxima

=F.Demanda

Los KVA de transformación necesarios para alimentar a los motores

kVA187.992=KVAT

1

0.56 X335.7=

adF.Diversid

F.Demanda XInst.Carga =KVAT

MÁX.

MÁX.

Los kVA que debe suministrar el transformador son:

kVAT = 187.992 + 15 = 202.992 kVA

Considerando un 20% de la capacidad del transformador para cargas futuras se tieneque:

kVAT = 202.992 x 1.2 = 243.59 kVA

Por lo que se selecciona un transformador comercial que es de:

300 kVA

2.2 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITODe acuerdo a lo indicado en el capítulo 2 del libro de Diseño de instalacioneseléctricas, el cálculo del corto circuito monofásico y trifásico se realizará por elmétodo en por unidad.

2.2.1 Corto circuito trifásico

Para determinar el valor de la corriente de corto circuito trifásico se deben considerarlos datos indicados en el siguiente diagrama unifilar:



362



363

kVABASE = 300 kVA

Se tiene para motores mayores de 37.3 kW (50 C.P) que su X = 0.20 p.u y paramotores menores de 37.3 kW (50 C.P) que su X=0.28 p.u (ver capítulo 2). Seconsidera como caso crítico, que en un momento dado el motor de 100 C.P. se

encuentre en operación.Diagrama de impedancias

Las impedancias de los elementos referidos a la basePara la red

Z

kVA

kVA

300

100000 = 0.003 p.u.r(0/1)

b

cc= = Para el transformador T1 Ya que la potencia base seleccionada es la misma que la del transformador,entonces tomaremos los valores directamente.

Z ZkVA

kVA= 0.03 x

300

300 = 0.03 p.uT1

b

T1

= ⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟ .

Para el transformador T2

Z ZkVA

kVA = 0.03 x

30015

= 0.6 p.u.T2b

T2

= ⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟



364

Para los motores

X = XkVA

kVAM100 mb

m

⎛

⎝ ⎜

⎞

⎠⎟

0.20 x300

1000.60 p.u.

X 0.20 x300

601.00 p.u.

X 0.28 x300

302.8 p.u.

X 0.28 x300

204.2 p.u.

X 0.28 x300

108.4 p.u.

X 0.28 x 3007.5 11.2 p.u.

X 0.28 x300

516.8 p.u

M60

M30

M20

M10

M7.5

M5

=

= =

= =

= =

= =

= =

= = .

X1

10.60

21.00

12.8

24.2

18.4

111.2

316.8

0.3089 p.uEQ.TOT. =+ + + + + +

= .



365

Cálculo de la corriente de corto circuito

( ) ( )I

kVA

3 Z kVb =

300

0.0284 3 0.44A

I I k = 13860.841(1.25) .051 A

CCSIMb

CCASIM

TOT

cc

= =

= =

13860.841

17326

Cálculo de la potencia de corto circuito

( )

PkVA

Z =

300

0.0284.380 KVA

P P (k) = 10563.380 1.25 KVA

CCSIM

CCASIM CCASIM

b

TOT= =

= =

10563

13204.225

2.2.2 Corto c ircui to monofásico

El diagrama de reactancias de secuencia positiva es igual al de la falla trifásica, porlo tanto, la reactancia de secuencia positiva es:

X1 = 0.0284

El valor de la reactancia de secuencia negativa es igual a la secuencia positiva:

X2 = -0.0284



366

Diagrama de secuencia cero

Todos los motores tienen conexión Δ

X X =X (KV ) 1000

kVA =

0.0284x0.44 x1000300

= 0.0183

X =0.03x0.44 x1000

300

= 0.01936

I =3 V

X X X =

3 x440

30.0183+0.0183+0.01936

.698 A

1 2p.u. b

2

b

2

0

2

1fccL-N

1 2 0sim

=

+ + =

Ω

Ω

13618

2.3 CÁLCULO DE LA RED DE TIERRAS

La planta contará con una red principal en la zona de la subestación.Esta malla estará formada por conductores de cobre desnudo CAL. 4/0 AWG,enterrados a una profundidad de 70 cm, como mínimo.

Se utilizarán varillas de cobre Copperweld de 16 mm de diámetro y de 3 m delongitud.

Esta red principal será utilizada para la conexión a tierra de los siguientes equipos:

TransformadorNeutro del transformadorApartarrayosGabinetes de la subestación compacta.

XT1=0.03

XR XT2

X1= 0.0284 p.u

X2= 0.0284 p.u

X0= 0.03 p.u



367

El valor máximo de la resistencia de la red será 10 ohms

Cálculo de la red secundariaLa red secundaria estará formada por conductores de cobre desnudo, enterrados auna profundidad de 70 cm como mínimo.

La sección transversal mínima de los conductores para puesta a tierra paracanalizaciones y equipos será la indicada en la tabla 5.4 del capítulo 7 de Diseño.

Se calculará el sistema de tierras con los siguientes datos:

Corriente de falla (I0) = 13860.841 ATiempo de duración = (t) = 4 ciclos = 0.066 Seg

Terreno:

Terreno semi-húmedo ( )ρ = -70 mΩ (Medido)

Tierra con guijarros y cemento ( )ρs = 2500 -Ω mTemperatura ambiente (Ta) = 40ºC (Medido)Conector soldable (Tm) = 450ºC

Corriente eficaz máxima de falla a tierra

Icc = I0 x F.D. x F.S = 13860.841 x 1.39 x 1 = 19266.568 A*F.D. Dato del capítulo 5 de ProcedimientosF.S. Factor de seguridad para esta instalación es de 1

Calibre mínimo requerido:

CM45110.203=

33x0.066

140+234

40-450 log

19266.568=

33S

1Ta+234

Ta-Tm log

I=A CC

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ +

El calibre mínimo es de 3 AWG (52,640 cm), pero se usará el calibre 2 AWG (parareducir el tamaño de la malla secundaria).

Longitud mínima del conductor de la red de tierra

( ) ( ) ( )

0.524=43

Ln1

+2x1016x0.7x7.4

4 Ln

21

=k

...7/85/63/4Ln1

+

hd16

D Ln

2

1 =k

3-m

2

m

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ ⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ π π

π π



368

m391.297=L

2500x0.17+1160.066x19266.568x70x1.166x0.524

=s0.17+116

tIkmki =L CC

ρ

ρ

Número de varillas( ) 2928.649=40x570.6x=ArNv ≈

Por lo que el número de varillas será de 29

Longitud propuesta para la red de tierras es:

Lprop = (No. de conductores verticales x long) + (No. de conductores horizontales xlong) + (Nv x long) = (5 x 40) + (2 x 57) +(29 x 3) = 401 m.

La malla propuesta será la siguiente:

27 m 2 m 2 m 26 m

40m

Por lo que la resistencia de la red de tierras será:

L+4r=R

ρ ρ

donde:

( )m26.939=

57x40 =

Ar =r

π π



369

Por lo que:

0.824401

70

26.9394

70=R =+

×

Potencial en la red de tierrasE = Icc x R = 19266.568 x 0.824 = 15875.65 V

Potenciales tolerables

V7263.395=0.066

0.7x2500+116 =

t

0.7+116 E

s

p

ρ =

V2105.839=0.066

0.17x2500+116 =

t

0.17+116 =E

s

c

ρ

Potenciales probables:

V2094.10=401

19266.5686x70x0.534x1.16=

propLccI

kski=prE

0.534ks

2x21

2x0.71

2x0.71 1 ks

...3D

1

2D

1

hD

1

2h

1

1 =ks

ρ

π

π

=

⎟ ⎠ ⎞

⎜⎝ ⎛ ++=

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++++

+

88.2054===401

19266.568 xx1.166x700.524

Lprop

IcckmkiEm ρ V

Condiciones de seguridad:Epr < Ep

Em < Ec

2094.10 < 7263.39

2054.88 < 2105.83

Por lo tanto la red propuesta cumple con las condiciones de seguridad



370

2.4 CÁLCULO DEL CALIBRE DE CONDUCTORES

El cálculo de los conductores eléctricos y de tubería de los circuitos, se hacen deacuerdo al procedimiento indicado en capítulo 3 del libro de Diseño de instalacioneseléctricas.

1) Cables de alimentación al circuito CF-9

a) Consideraciones generales

En el circuito CF-9 se tiene un motor de 74.5 kW (100 C.P) con una tensión dealimentación de 440 V. Los conductores de alimentación irán en tubería conduit tipopesado dentro de un banco de tuberías subterráneo, que tiene una temperatura delterreno de 35ºC a una profundidad de más de 0.3 m y a una distancia del alimentadorde 125 m. El motor es de 1800 r.p.m.

b) Se empleará un cable del tipo THW a 75ºC y una tensión de operación de 600V

2) Cálculo por corriente

a) Corriente nominal

Se obtendrá el valor de la corriente nominal del motor de la tabla 2.25 del capítulo 2del libro diseño de instalaciones eléctricas para un motor de 74.5 kW (100 C.P)

In = 130 A

b) Factores de corrección

Para cables en ductos subterráneos ver tabla 2.8 del capítulo 2 del libro diseño deinstalaciones eléctricas el F.C.T. es de 0.88, el F.C.A. es de 1.0 debido a que sontres conductores activos (no se cuentan como conductores activos a los conductoresde control ni al neutro).

c) Corrección de la corriente nominal

A147.72x10.88

130 =

(F.C.A).(F.C.T.)

I I n

C ==

donde:

IC = Corriente corregida

Siendo el motor de servicio continuo se aplicará un factor de 125 % de la corrientenominal a plena carga.

A184.655147.72x1.2=x1.25II csc ==



371

d) Selección del calibre del conductor por corriente

Conforme a la tabla 2.21 del capítulo 2 del libro Diseño de Instalaciones Eléctricas, elconductor será de 3/0 AWG.

3) Cálculo por caída de tensiónEl calibre del conductor es de 3/0 que tiene una sección transversal sin aislamientode 85.03 mm2 y una longitud de 125 metros, entonces tendremos una caída detensión de:

e%2 3 L I

VS =

2 x 3x125x130440x8503

1.5%n

= = .

La caída de tensión es menor al 3 % que nos indica la NOM-0001-SEMP-1994 paracircuitos derivados; por lo tanto utilizaremos el conductor del calibre 3/0 AWG.

4) Selección del diámetro de la tubería

Para la selección de la tubería tendremos que calcular el área que ocupan losconductores.

Se tienen 3 conductores del calibre 3/0 AWG.

Primero se procederá a calcular las áreas de cada conductor con aislamiento.

a) Área del conductor del calibre 3/0 AWG

( ) 222

3/0 mm179.08=415.1

= 4D

=A π π

15.1 Es el diámetro del conductor con aislamiento que nos da el fabricante.

b) Área total de los conductores

2 537.24=x179.083=Axcond. de No. 3/0 mm=TA

c) Área de la tubería

Al ser más de dos conductores se utilizará el 40 % del área de la tubería.

2mm1343.1

40100x537.24

=40

100xA A

T

tub ==



372

d) Diámetro de la tubería

( ) mmxA

dT

tub 35.411.13434

=x4

==π π

Utilizaremos la tubería más cercana a la que se fábrica comercialmente, por lo tantola tubería será de:

51 mm ( 2 pulgadas)

Se seguirá el mismo procedimiento para cada circuito y al final llenaremos la tablaque a continuación se muestra:



373

VALORES DE LOS MOTORES INSTALADOSVALORES NOMINALES

CTO. C.P. V r.p.m. F.C.T. F.C.A LONG In Isc CAL. No. (m) (amp) (amp) (AWG)

CF-1 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12

CF-25

440 1800 0.88 1 70 7.9 11.2 12 CF-3 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 CF-4 10 440 1800 0.88 1 55 15 21.3 12 CF-5 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 CF-6 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 CF-7 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 CF-8 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2 CF-9 100 440 1800 0.88 1 125 130 185 3/0 CF-13 5 440 1800 0.88 1 50 7.9 11.2 12 CF-14 5 440 1800 0.88 1 85 7.9 11.2 12 CF-15 7.5 440 1800 0.88 1 105 11 16 10 CF-16 20 440 1800 0.88 1 57 28 40 8 CF-17 20 440 1800 0.88 1 20 28 40 8 CF-18 30 440 1800 0.88 1 25 42 60 6 CF-19 60 440 1800 0.88 1 125 80 114 2

VALORES DEL TABLERO DE DISTRIBUCION

CD-12 14.3 440 V ---------- ----------- --------- 24 20 22.4 12 KW

VALORES DE LA PLANTA DE EMERGENCIA

CTO KVA V F.P. r.p.m F.C.T. F.C.A long. In Ic CAL.

No. (m) (amp) (amp) (AWG)

PE-1 250 480 0.8 -------- 1.07 0.95 10 300 375.9 3/0



374

Cálculo del alimentador principal

Se utilizará ducto subterráneo y charola, con una temperatura ambiente de 35ºCmáximo y una longitud de 24 metros.

Se empleará un conductor de cobre tipo THW a 75ºC.El transformador es de 300 kVA con un voltaje de 440 en el secundario, por lo tantola corriente en el secundario será:

I =kVAx1000

3 V =

300x1000

3 440 = 393.65 A

n

Al transformador solamente podremos sobrecargarlo un 20%, por lo tanto la corrientemáxima será de:

Im = I x 1.20 = 393.65 (1.2) = 472.38 A

Siendo los valores de corrección los siguientes:

F.C.A. = 1F.C.T. = 0.88

I =472.38

0.88 x 1 = 536.8 Ac

Por lo tanto seleccionaremos 2 conductores por fase de calibre 300 MCM (152.0mm2)

Caída de tensión:( ) ( )

( ) ( )%e =

2 3 24 393.65

440 2 152 = 0.24

Siendo ésta aceptable.

Comprobación por corto circuito

Considerando Icc = 4962.9 A

Qué es la corriente de corto circuito, en el punto de falla seleccionado y considerando

un tiempo de liberación de falla, igual a 4 ciclos (0.06 seg). Se calcula la I cc máximasoportable por el conductor, Cal. 300 MCM, de:

IA

= 0.0297 logT 234T 234

22

1

⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

++

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥

donde:T2 = 150ºC que es la temperatura máxima de corto circuito.T1 = 90ºC que es la temperatura máxima de operación del conductor.



375

A = Área del conductor en circular mils.

Por lo que la máxima corriente de corto circuito que puede soportar el conductor es:

I= 23.370kA > Icc del sistema

Por lo que se concluye que el conductor es adecuado.

Protección del alimentador principal.

La corriente nominal es de 393.65 A, la impedancia del transformador es de 3%, porlo tanto el ajuste del interruptor será del 125%.

Ιint = ΙN (1.25) = 393.65 (1.25) = 492.06 A

Siendo la protección de 3x500 A

2.5 CALIBRACIÓN DE INTERRUPTORESCálculo del interruptorAplicando las consideraciones de la NOM-001-SEMP-1994, para una protección coninterruptor termomagnético de tiempo inverso, se tiene que:

Para el motor de 74.5 kW (100 C.P)

In = 130 A

IPROT = 200% (130 A)

IPROT = 2 (130 A)

IPROT = 260 A

Por lo tanto se elige una protección de 3X250 A

2.6 ESTUDIO DEL FACTOR DE POTENCIA

El objetivo principal del estudio del factor de potencia será con el fin de evitar laserogaciones por consumo de energía reactiva.

El procedimiento descrito en el capítulo 2 de diseño para calcular el factor depotencia, se basa en la determinación de la carga reactiva ( KVAR) y la carga real

(KW) del motor a partir de los datos del fabricante de equipo.

El equipo que más contribuye en el bajo factor de potencia es principalmente elmotor, sin embargo con el objeto de aproximar al máximo posible el cálculo seconsiderará la corriente de vacío del transformador. De acuerdo a información defabricante, la corriente de vacío corresponde al 2% aproximadamente de lacapacidad nominal. Para fines prácticos, la corriente de vacío se tomará como 100%de reactivos.



376

Debido a su baja influencia en el factor de potencia, no se considera el consumo dereactivos de los equipos de alumbrado.

El factor de potencia mínimo admisible será de 0.9 (-)

La instalación de los capacitores en caso de que se requieran será del lado de bajatensión.

Cálculo del factor de potenciaMOTORES.

No. de motores C.P. F.P. η V kW2 60 0.91 0.91 440 44.761 30 0.89 0.89 440 22.382 20 0.88 0.88 440 14.921 10 0.88 0.87 440 7.461 7.5 0.86 0.87 440 5.5954 5 0.85 0.85 440 3.73

TRANSFORMADORES.

No.transf. kVA kW % Iexc % Z F.P.

1 15 13.5 2.0 3.0 0.91 300 2.4 30

Los datos de F.P., η , Iexc y %Z se dan en el capítulo 2 del Manual de Procedimientosy se considera que los motores trabajan al 100% de su carga.Las potencias reactivas son:

De los motoreskVAR60 = kW tg (arc cos F.P.)

kVAR60 = 44.76 tg (arc cos 0.91) = 20.39 kVARkVAR30 = 22.38 tg (arc cos 0.89) = 11.46 kVA

kVAR20 = 14.92 tg (arc cos 0.88) = 8.05 kVAR


kVAR7.5 = 5.595 tg (arc cos 0.86) = 3.32 kVAR


De los transformadoresEl banco de capacitores se instalará en el bus de 440 Volts, por lo cual no seconsideran los kVAR del transformador de 300 kVA, pero si los kVAR deltransformador de 15 kVA el cual se encuentra trabajando al 80% de su capacidadnominal.

kVARVACIO = kVAnom x Iexc = 15x0.02 = 0.30 kVAR

kVAR100% = kVAnom x Z = 15x0.03 = 0.45 kVAR



377

Por lo que la potencia reactiva total del transformador es:

kVART = kVART2(vacio) + kVAR(AL 80 %)

donde:

kVAR(al 80%) = kVAR(al 100%) X ( KVA

KVA

%

nom )2

kVAR(al 80%) = 0.45 X ( 1215

)2

kVAR(al 80%) = 0.288

Por lo tanto:KVAT = 0.3 + 0.288 = 0.588

Los kVAR del sistema son:kVARSISTEMA = kVARTODOS LOS MOTORES + kVARTRANSF. =

2(20.39)+11.46+2(8.05) +4.02+3.32+4(2.31)+0.588 = 85.50 kVA2

Los kW del sistema son:kWSISTEMA = kW de los motores + KWT2 =

2(44.76)+22.38+2(14.92)+7.46+5.596+4(3.73) = 169.716 kW

En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia74.5 kW (100 C.P.), aunque éste es de relevo, para efectos de cálculo se consideraque podrá entrar en servicio en cualquier momento, aunque los otros dos motorestambién lo estén.

Por lo tanto los kVA de nuestro sistema serán:

( )

( ) ( )

kVA190.036=kVA

169.7185.50=kVA

)(kWkVAR=kVA

SISTEMA

22SISTEMA

2SISTEMA

2SISTEMASISTEMA

+

+



378

El F.P. del sistema es:

0.893=

190.036

169.716 =F.P.

KVA

kW =F.P.

SISTEMA

SISTEMA

Corrección del F.P.

Se usa la tabla 2.32 del capítulo 2 de Procedimiento y este valor es 0.058

kVAR(N) = 169.716 x 0.058

kVAR(N) = 9.843 kVAR

Comprobación del F.P. corregido:

kVARCORREGIDO= kVARSISTEMA - kVARN =85.50 - 9.843

kVARCORREGIDO = 75.657 kVAR

0.913185.815169.716F.P.

KVA

KWF.P.

KVA185.815kVA

(75.657)(169.716)kVA

KVARkWkVA

CORREGIDO

CORREGIDO

SISTEMACORREGIDO

CORREGIDO

22CORREGIDO

2SISTEMA

2SISTEMACORREGIDO

==

=

=

+=

+=

Siendo el triángulo de potencia como sigue.

Por lo que la potencia reactiva del banco de capacitores debe ser como mínimo de9.843 kVAR para carregir el factor de potencia a 0.913.

2.7 ESTUDIO DE CAÍDA DE TENSIÓNConsiderando la condición más crítica, el arranque del motor mayor del grupo y losdemás a plena carga.



379

* Relevo

** En el caso de cárcamo de aguas tratadas donde se tiene el motor de mayor potencia (10relevo, para efectos de cálculo se considera que podrá entrar en servicio en cualquier mommotores también lo estén.



380

La tensión nominal de los motores es de 440 volts.

Las corrientes nominales y de arranque de los motores se obtienen del capítulo 2 delibro de diseño de instalaciones eléctricas.

Potencia de corto circuito mínima disponible:PCC = 100 MVAkVAbase = 300

Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base seleccionada se tiene:

p.u.0.003100,000KVA

300KVA

S

S Z

cc

base

S(0/1) ===

Para la ZMOTOR 100 C.P.; con In = 130 A e IA = 758 A.

Ω==−

Ω==−

=

0.335758

3440

IanVf

Z

1.95130

3440

InnVf

Z

ma

mp

Para la ZMOTOR 44.7 kW (60 C.P).; con In =80.0 A

Ω== 3.1780.0

3440Zmp

Para la ZMOTOR 22.35 kW (30 C.P); con In = 42 A

Ω== 6.0542

3440Zmp


Ω== 07.928

3440mpZ


Ω== 94.1615

3440mpZ

Para la ZMOTOR 5.58 kW (7.5 C.P); con In = 11A

Ω== 1.2311

3440mpZ



381

Para la ZMOTOR 3.725 kW (5 C.P); con In = 7.9 A

Ω== 16.3297

3440

.Zmp

Refiriendo los valores en ohms a valores en por unidad

Para el transformador T-1

( ).03.0

300100

)300(3=

100

SZ%

baseTu p

S trans.ZT(0/1) ==

Para la ZMOTOR 74.5 kW (100 C.P).( )

( )

( ) ( )

( ) u pS

Z

u pS

Z

trans

ma

trans

mp

..Z

..

Z

ma

mp

519.04401000

335.0300

=1000

S

022.34401000

95.1300=

1000

S

2

base

2

base

==

==


( )p.u..

.

.Zmp 914

4401000

1733002 ==


( )p.u..

.Zmp 389

4401000

05.63002 ==

Para la ZMOTOR 14.9 kW (20 C.P). ( )

( )p.u.

.Zmp 05.14

4401000

07.93002 ==


( )p.u.26.25

1000

16.94300Zmp ==

244.0

Para la ZMOTOR 5.58 kW (7.5 C.P).( )

( ) 35.80p.u.0.441000

23.01300

Zmp == 2


( )p.u.

.Zmp 83.49

4401000

16.323002 ==



382

Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias:

2.487=0.402

1 =I

0.402 =0.369+0.033Z

TOT

EQ TOT =



383

V1= 1 - 2.487(0.033) = 0.917

V1= 440 (0.917) = 403.48 V

Cálculo de la caída de tensión

8.3e%

8.3100x440

403.48440=V

VVe%N

1N

=

=−= −

Por lo que se concluye, que es posible el arranque a tensión plena; considerando lacondición más crítica el arranque del motor de mayor capacidad más los otros aplena carga.

2.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO

2.8.1 Alumbrado exteriorCálculo del alumbrado de la subestación mediante proyectores. El área de la mallaperimetral de la subestación es de 50 m2; el ancho es de 5 m y el largo de 10 m.

Se propone iluminar dicha área con un proyector tipo VSAP de 250 W, 60 Hz y 220V.

Debido a sus características de resistencia a la corrosión, el alto factor de potencia ysu facilidad de montaje. Se instalará en un poste de concreto ubicado como semuestra en la siguiente figura:

5 mE

P

A

6.1 m

C

B

F

D

7.07 m

12 mX

a) Nivel de iluminación recomendado

El nivel de iluminación recomendado para la iluminación general de una subestaciónson 22 luxes valor tomado de la tabla 2402.3 a) de la NOM-001-SEMP-1994.

b) Dimensiones del terreno:

Largo = 10 mAncho = 5 m



384

c) Determinar el C.U.Para determinar el coeficiente de utilización es necesario calcular los siguientesángulos:

Punto crítico Ángulos verticales

A X PC = tan7.07

6.1 = 49.21-1⎛

⎝ ⎜ ⎞

⎠⎟ °

B X PC = tan7.826.1

= 52-1⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟ °

C X PC = tan9.21

6.1 = 56.5-1⎛

⎝ ⎜ ⎞

⎠⎟ °

Punto crítico Ángulos horizontales

D CPD = tan 2.208.94

= 13.81-1⎛ ⎝ ⎜ ⎞

⎠⎟ °

E BPE = tan1.387.69

= 10.17-1 ⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟ °

F APF = tan0.4187.05

= 3.38-1⎛ ⎝ ⎜

⎞ ⎠⎟ °

d) Transportando los ángulos verticales y horizontales a la curva fotométrica delproyector, tenemos que los lúmenes incidentes sobre el área a iluminar son 2025 ylos lúmenes del haz del proyector son 5706 (Ver información de fabricante)

Por lo tanto:

0.35=5706

2025 =

proyectordelhazdelLumenes

iluminaraáreaelsobreincidentes Lumenes=CU

e) Determine el FM

Para determinar el factor de mantenimiento tenemos los siguientes datos:d = 0.7D = 0.88

Siendo el valor del coeficiente de depreciación ya que es un luminario de tipoventilado. Para el coeficiente D remítase a información de fabricante.Por lo tanto:

0.61=0.88x0.7=dxD=FM

f) Determine el nivel luminoso

iluminaratotalAreaFMxCUx lumenesproy.xdeNo.

=luminosoNivel



385

luxes24.364=50

0.61X0.35X57061X =luminosoNivel

Para calcular el alumbrado a los motores se procedió en forma análoga a la

subestación resultando que, para cada motor será necesaria una lámparaincandescente de 100 W, 127 V y 60 Hz.

Para calcular el alumbrado exterior con fines de vigilancia, se procedió en la mismaforma que para la subestación, obteniendo la distribución mostrada en el plano desistema de fuerza y alumbrado exterior.

2.8.2 Alumbrado interior

Cálculo para el alumbrado dellaboratorio por el método del lumen

La luminaria seleccionada es del tipofluorescente, blanco frío, 4x38 watts, 60 Hz y127 volts.

Altura de montaje de la luminaria = 2.6 m loslúmenes por luminaria son 12400

a) Nivel de iluminación recomendado de acuerdo a I.E.S

El nivel recomendado para esta actividad son 600 luxes

b) Dimensiones del local

Las dimensiones son:Ancho del local = 4 mLargo del local = 10 mAltura del local = 3 m

c) Reflectancias en pared, piso y techo

Los valores recomendados de reflectancias son:Reflectancia en pared blanca = 80%Reflectancia en piso gris claro = 49%Reflectancia en techo blanco = 80%

Considere la reflectancia en piso gris claro como 50% para simplificar el cálculo.

4 m.

10 m



386

d) Determine el FM

De los datos de fabricante obtenemos el valor para D = 0.89Considerando que las luminarias se encuentren instaladas en un ambiente limpio, yse les realice limpieza cada dos años d= 0.78

Por lo tanto:0.69=0.78x0.89=dxD=FM

e) Determine el CU

El índice de cuarto es:

( )( ) ( )

( )1.09=

4102.6410

L+AHLxA

=IC +=

Remitiéndonos a los datos fotométricos de la lámpara, el CU correspondiente es0.608

f) Determine el número de luminarias

FMxCUx luminarioporLumenes

AreaxluxesenluminosoNivel =luminariasdeNo.

( )( ) ( )

luminarias 54.61=0.690.60812400

40600 =luminariasdeNo. ≈

5 luminarias son lo mínimo a utilizar para cubrir los 600 lúxes.

g) Determine el espaciamiento promedio entre luminarias

m2.82=5

40=

luminariasdeNo.Area

=Es

h) Calcule el arreglo de las luminarias

No. de luminarias emplazadas a lo largo =Largo

Es=

.= .

10282

354 3≈

No. de luminarias emplazadas a lo ancho =ancho

Es .= .= ≈

4282

141 2

Para obtener un arreglo uniforme se utilizarán 6 luminarias

i) Calculando las distancias



387

m2=2

4 m33.3=

3

10= min

localdelancholoAlocaldellargolo

=ariaslu Entre

A

m1=2

2 = m66.1=

2

33.3

pared

luminariasEntre =

y

El arreglo queda como se muestra en la siguiente figura:

Procediendo en forma análoga obtenemos los siguientes resultados para:

La oficina 2 luminarias tipo fluorescente 4x38 WEl pasillo 2 luminarias tipo fluorescente 2x38 WEl baño del cuarto de control 1 lámpara incandescente 100 W

El cuarto de control 3 luminarias tipo fluorescente 4x38 WEl dormitorio de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente75 WEl baño de la caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 60 WLa caseta de vigilancia 1 luminaria tipo incandescente 100 W

*Todos a 60 H y 127 volts

10 m

4 m



388

Calculo de alumbrado por el metodo de lumen.

PROYECTO: X X X X X . No. X X X .

ÁREA: LABORATORIO . PLANO No. X X X .

FECHA: XX - XX - XX . CALCULO: X X X X X. REVISO: X X X X X .

DATOS GENERALES DATOS DE LUMINARIAa) Largo 10 m. TIPO: FLUORESCENTE

DIMENSIONES b) Ancho 4 m. MARCA: HOLOPHANEDEL LOCAL Altura piso CATALOGO:

piso a techo 3 m. POTENCIA: 4 X 38 WATTSc) ÁREA 40 m. e) LUMENES POR LUMINARIA 11840TECHO 80 % f) ALTURA DE MONTAJE SOBREMUROS 80 % EL PLANAO DE TRABAJO 2.6 m.

d) NIVELES DE ILUMINACIÓN 600 LUX g) D = DEPRECIACIÓN DELUMENES 0,89 %

h) d = DEPRECIACIÓN DEBIDO

AL POLVO 0,78 %

RESULTADOSi) FACTOR DE MANTENIMIENTO 0,69

j) INDICE DEL LOCAL 1,09k) COEFICIENTE DE UTILIZACIÓN 0,608l) No. DE LUMINARIAS 5m) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS 2.82 mn) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO LARGO 3.5 mñ) ESPACIAMIENTO ENTRE LUMINARIAS A LO ANCHO 1.41 mDISTRIBUCIÓN A LO LARGO o) ENTRE LUMINARIAS 3.33 m

p) ENTRE LUMINARIAS Y PARED 1.66 m

DISTRIBUCIÓN A LO ANCHO q) ENTRE LUMINARIAS 2 mr) ENTRE LUMINARIAS Y PARED 1 ms) TOTAL DE LUMINARIAS A INSTALARSE 6 LUMINARIAS

CALCULOS

i) FM = g x h = (8.89) (0.78) = 0.69 j) INDICE DEL LOCAL =c/(f x (a + b =(40)/(2.6) (10 + 4) = 1.09l) No. DE LUMINARIAS =(d x c )/(e x k x i)=(600 x 40)/(11840 x 0.608 x 0.69)

= 4.8325m) SQR (c/l) = SQR (40/5) = 2.82n) a/m (10) / (2.82) = 3.5ñ) b/m = (4) / (_2.82) = 1.41

o) a/n = (10) / (3) = 3.33p) o/2 = (3.33) / (2) = 1.66q) b/ñ = (4) / (2) = 2r) q/2 =(2) / (2) =1.



389

2.9 CÁLCULO DE LA PLANTA DE EMERGENCIA

A continuación se dan los datos de las cargas.

Datos de luminarios:

TIPO DE TENSIÓN NÚMERO CANTIDAD POTENCIACONSUMIDAALUMBRADO NOMINAL DE FASE WATTS VA Incandescente 127 1 3 100 100 Fluorescente 127 1 19 182.4 202.67

Datos de motores:

POTENCIA(C.P.)

LETRACODIGO

NÚMERO DEFASES

TENSIÓNNOMINAL

TIPO DEARRANQUE

FACTORMULTIPLICA

60 K 3 440 TENSIÓN PLENA 1 30 H 3 440 TENSIÓN PLENA 1

20 G 3 440 TENSIÓN PLENA 1 20 G 3 440 TENSIÓN PLENA 1 7.5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1 5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1 5 E 3 440 TENSIÓN PLENA 1

(1 CP = 745 W)La orden en que entrarán los motores para ser alimentados por la planta de emergencia,indica en la tabla anterior.Datos de otras cargas:

NOMBRE DEL EQUIPO

TENSIÓN

NOMINAL (VOLTS)

NÚMERO

DE FASES

CANTIDAD

POTENCIA

CONSUMIDWATTS VA

Instrumentos para seguridad y control127 1 1 35 35



390

Columna 5

En el motor de 44.7 kW (60 C.P.) Con letra código k, los kVA a rotor bloqueado seránde 606 (ver tabla 7.7.6 del capítulo 7 del Manual de Procedimientos).

Columna 6El factor de potencia al arranque del motor de 44.7 kW (60 C.P.) es de 0.35 y supotencia en kW será:

kW60 = kVA x F.P Arranque

kW60 = 606x0.35

kW60 = 212.1Columna 7

La potencia nominal del motor en kVA será:

54.050.91x0.910.746x60

=kVA

F.P.xEFIC.0.746xC.P.

=kVA

=

Los valores de F.P. y la η se dan en el capítulo 7 de Procedimientos.

Columna 8

La potencia nominal del motor en kW será:

19.4991.0

60746.0

F.P.

0.746xC.P.=kW ==

x

Columna 9

La carga acumulada del motor de 60 en kVA será:

kVA=kVAN+kVAAcumulada=54.05+3.8=57.85Columna 10

La carga acumulada del motor de 60 en kW será:

kW=kWN+kWAcumulada=49.19+4.186=53.38Columna 11

La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kVA será:kVA=kVARB+kVAAcumulada=606+3.8=609.8



391

Columna 12

La carga acumulada a rotor bloqueado del motor de 60 en kW será:

kW=kWRB+kWAcumulada=212.1+4.186=216.3

Seguiremos el mismo procedimiento para cada uno de los motores, obteniéndose lossiguientes datos:



392

DATOS DE PLACA

CARGA AROTOR

BLOQUEADO

CARGA AVELOCIDAD

NOMINAL

CARGA ACOMULADAMOTOR A VEL. NOM.

+OTRAS CARGAS

C

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

POT.C.P.

LETRACÓDIG

O

No.

DEFASE

S

TENSIÓ

NNOMINA

L

kVA kW kVA kW kVACONTINUOS

kWCONTINUOS

ALUMBRADO Y EQUIPO DE SEGURIDAD YCONTROL

3.800 4.186

60 K 3 440 606 212 54 49.19 57.85 53.38 30 H 3 440 239 100 28 25.15 86.1 78.53 20 G 3 440 141 66 19 16.95 105.37 95.48 20 G 3 440 141 66 19 16.95 124.64 112.43 7.5 E 3 440 42 23 7 6.43 132.12 118.86 5 E 3 440 28 16 5 4.39 137.28 123.25 5 E 3 440 28 16 5 4.39 142.44 127.64



393

Carga acumulada con motores trabajando a velocidad nominal:

kVA = 142.44kW = 127.64

Carga acumulada con motores trabajando a rotor bloqueado:kVA = 609.8kW = 216.3

Los datos para la selección son:

kVA = 1.35(142.44) = 192.294kW = 1.35(127.64) = 172.314kVA = 609.8kW = 216.3

De acuerdo a los datos anteriores y a catálogos de fabricante la planta será de:250 kVA, 480/127 volts, 3 fases, 60 Hz y F.P. = 0.8



CONTENIDO

APÉNDICE B .......................................................................................................... 395

1.0 OBJETIVO......................................................................................................... 395

2.0 ALCANCE ......................................................................................................... 395

3.0 MEMORIA DESCRIPTIVA ................................................................................ 395

4.0 MEMORIA DE CÁLCULO ................................................................................. 395

5.0 PLANOS............................................................................................................ 395

6.0 ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS ........................................................... 401



APÉNDICE B

DOCUMENTOS QUE INTEGRAN UN PROYECTO ELÉCTRICO

1.0 OBJETIVOEstablecer los documentos de los que consta un proyecto eléctrico en los sistemas

de agua potable y alcantarillado.

2.0 ALCANCE

Proporcionar una guía para conformar la documentación necesaria en el proyecto.

3.0 MEMORIA DESCRIPTIVAEn este punto se deberá de tener en cuenta las consideraciones y datos iniciales quese requieren para el desarrollo del proyecto eléctrico, su contenido deberá incluir:

a) Necesidades del proyecto:

Condiciones ambientales, operativas y de servicio

b) Características del suministro de energía eléctrica:

Nivel de tensión, frecuencia, números de fases, número de hilos, etc

4.0 MEMORIA DE CÁLCULO

Deberá de contener las condiciones, criterios y desarrollo de cálculos usados en eldiseño del sistema eléctrico, incluyendo:

Análisis y selección de alternativasSelección del diagrama de distribuciónSelección del voltaje (de operación y distribución)Selección del tipo de subestaciónCálculo de la capacidad del transformadorCálculo de la capacidad del generador de emergenciaCálculo de la corriente de corto circuitoEstudio de la caída de tensiónCoordinación de proteccionesEstudio de factor de potenciaCálculo de conductoresCalibración de interruptoresSistema de tierrasCálculo de la red de tierrasCálculo del alumbrado interiorCálculo del alumbrado exterior

5.0 PLANOS

Los planos se elaborarán tomando en cuenta lo siguiente:

395



a) El original se dibujará en papel albanene o cualquier otro que permita obtenercopias heliográficas con claridad.

b) El tamaño de los planos se sujetará a las siguientes dimensiones en cm: 70x110,55x70, 35x55, 28x40 y 21.5x28.

c) La letra será de un alto mínimo de 2 mm; y puede ser escrita con plantilla o amano usando el tipo de imprenta, en cuyo caso deberá ser lo suficientemente clara.

d) Las escalas serán las adecuadas para que en los tamaños fijados se tenga elespacio suficiente para lo que se desee presentar, anotándose en cada plano laescala utilizada. Es recomendable, según el caso, usar las siguientes escalas:1:1000,000; 1:5,000; 1:2000; 1:1000; 1:500; 1:100 y 1:50.

e) Se usará el Sistema General de Unidades de Medidas, de acuerdo con la NormaNOM-Z-1 vigente (Sistema Métrico Decimal) y el idioma español en todas susleyendas.

f) Contendrá exclusivamente los datos relativos a las instalaciones eléctricas, seránclaros e incluirán la información suficiente para su correcta interpretación de maneraque permita construir la instalación. Se indicarán notas aclaratorias a los puntos queel proyectista considere necesarios.

g) Se usarán los símbolos que se indican en el capítulo 10. En caso de tener queusar algún símbolo que no aparezca en dicho capítulo, se indicará su descripción enlos planos.

h) Se dejará en la esquina inferior derecha un cuadro en el que se anotará:

Nombre o razón social del solicitante del servicioDomicilio (calle y número, colonia, código postal, delegación o población, municipio yentidad)Uso al que se vaya a destinar la instalación (giro o actividad)Nombre, número de registro en la Secretaría y firma de responsable del proyecto. Enel caso de la elaboración de planos de instalaciones ya construídas, el que firmacomo responsable del proyecto también se hace responsable de éstas.

i) En caso de que el proyecto esté integrado por varios planos, se anotará lacontinuidad de cada plano con respecto al general de conjunto en el que se indicarála acometida la subestación, en su caso, los alimentadores principales hasta loscentros de cargas, anotando los números de los planos correspondientes yacotándose la parte de la instalación comprendida en cada plano.

j) El proyecto contendrá:

Diagrama unifilarEl cual deberá contener:

396



Acometida

Subestaciones, en su caso, mostrado las características principales de los equiposque la integran. Si la subestación es del tipo unitario se indicará el número de laautorización de la Dirección General de Normas de la Secretaria.

Alimentadores hasta los centros de carga, tableros de fuerza, alumbrado, etc.;indicando su longitud en cada caso y caída de tensión representada en por ciento.Alimentadores y circuitos derivados, excepto los controles desde los tableros dealumbrado. Tipo, capacidad interruptiva y rango de ajuste de cada una de lasprotecciones de los alimentadores principales y derivados. Calibre, tipo de material yaislamiento de los conductores activos y neutros de los alimentadores principales yderivados. Tipo y dimensiones de la canalización empleada en cada alimentador.

Cuadro de distribución de cargas

Deberá contener:

Alumbrado

Número de circuito, número de lámparas, contactos, dispositivos eléctricos por cadacircuito, fases a que va conectados el circuito, carga en watts y corriente en amperesde cada circuito, calibre de los conductores, diámetro de tubería y protección contrasobrecorriente por cada circuito, desbalanceo entre fases expresado en por ciento.

Fuerza

Número de circuito, fases del circuito, características de los motores o aparatos y susdispositivos de protección y control así como indicar a que circuito están conectadosy el nombre de la máquina o máquinas que accionen, calibre de conductores,diámetro de tubería o ducto y el resumen de cargas indicando el desbalanceo entrefases expresado en por ciento.

Planos de planta y elevación

Deberán contener:

Localización del punto de la acometida, del interruptor general y del equipo principalincluyendo el tablero o tableros generales de distribución. Localización de centros decontrol de motores, tableros de fuerza, de alumbrado y contactos y de concentraciónde interruptores. Trayectoria horizontal y vertical (cuando ésta excede de 4 metros)de alimentadores y circuitos derivados, tanto de fuerza como de alumbradoidentificando cada circuito e indicando su calibre y canalización de motores y equiposalimentados por los circuitos derivados, localización de los arrancadores y susmedios de desconexión. Localización de contactos y unidades de alumbrado con suscontroladores, identificando las cargas con su circuito y tablero correspondiente.Localización, en su caso, de áreas peligrosas indicando su clasificación de acuerdo alas normas de instalaciones eléctricas. Si en el proyecto existen puntos que puedan

397



dar lugar a diferentes interpretaciones, se detallará la información pertinente, comopor ejemplo en los casos de concentración de interruptores, derivaciones dealimentadores principales, etc.

Croquis de localización

Deberá contener:

La manzana y las calles que circundan, la ubicación del predio de la manzana,número de lote o número oficial, la orientación, colonia, población y otras referenciasque faciliten su localización.

Listas de materiales y equipo especificado

Estas deben contener:

Cada uno de los principales materiales y equipos que se utilizarán, especificando lascaracterísticas mínimas necesarias para su correcta instalación y funcionamiento.

Elaboración de planos de detalle

En la elaboración de los planos de detalle de las instalaciones, se tomará en cuentalo siguiente:

a) Para subestaciones

Mostrar el arreglo del equipo eléctrico que integra la subestación, indicando lasdistancias entre partes energizadas entre si y a tierra. Cuando se trate desubestaciones abiertas, marcar la altura de montaje de cuchillas, interruptores,apartarrayos, postes, etc. La vista de planta, elevación y detalles de la subestación,mostrarán con claridad la acometida del servicio, subidas y bajadas de conductores,cruzamiento entre líneas, mufas, instalaciones de aisladores de suspensión, dealfiler, de tensores y retenidas, etc.

Indicar donde se localiza: el drenaje, la ventilación, los extinguidores, los accesoriosde seguridad, los accesos al local, cercas protectoras, sistema de tierra, anuncios depeligro, las tarimas aislantes y las unidades de alumbrado normal y de emergenciaque el proyecto incluya.

Mostrar la localización e instalación de cables en ductos excepto lo referente a lacometida del servicio, los registros y las vueltas que los cables efectúen en surecorrido. Asimismo, anotar las características de estos conductores.

Indicar claramente la conexión realizada entre interruptor de alta tensión y el primariodel transformador, incluyendo sus medios de soporte y terminales, en su caso.

Anotar el tipo de apartarrayos utilizado y su tensión nominal de operación; el o los

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tipos de interruptores utilizados, su corriente nominal en amperes, su calibración oajuste del disparo y la capacidad interruptiva simétrica de los mismos; cuando seutilicen fusibles, se indicará si son de expulsión o no, si son limitadores de corriente oson de potencia y si son del tipo indicador, así como el valor del elemento fusible y elvalor de su capacidad interruptiva. Anotar la capacidad de corto circuito de la línea de

suministro, consultado para tal efecto al suministrador.Señalar la existencia de mecanismos que impidan operar con la carga losdesconectadores y abrir las puertas de los gabinetes cuando existan partesenergizadas en el caso de subestaciones compactas.

Anotar las características completas del o los transformadores tal y como aparecenen sus placas de datos.

Indicar tipo y mecanismos de operación de desconectadores e interruptores,material, tipo y tensión de operación de los aisladores utilizados; material ydimensiones de la barra o conductores de alta tensión, características y sus mediosde desconexión y puestas a tierra.

b) Para protección contra sobrecorriente

Indicar el tipo de la protección (si es fusible, anotar si es de doble elemento limitadorde corriente o del tipo convencional); tensión y corriente nominal (especificar el valordel elemento fusible o la calibración, en caso de termomágneticos yelectromagnéticos con disparo ajustable); marco y capacidad interruptiva en amperessimétricos y tipo de cubierta. En caso de utilizar relevadores se indicará su tipo yrango de ajuste.

c ) Para conductores

Indicar calibre, tipo de material, clase de aislamiento y tensión en volts, mencionandosi es cable o alambre, así como el tipo y material de sus cubiertas y si cuenta conpantallas semiconductoras.

d) Para canalizaciones

Tubos conduit. Indicar tipo de material, espesor de la pared, recubrimiento, diámetronominal y si es flexible o rígido.

Ducto metálico con tapa. Indicar el área o sección transversal del ducto.

Charolas. Anotar tipo de material y ancho de la charola y dibujar detalledel acomodo de los cables en cada tramo.

e) Para motores

Indicar para cada motor, los datos completos de sus respectivas placas.

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Cuando se trate de soldadoras, indicar los datos completos de sus placas.Indicar el tipo de controlador, (clavija, desconectador, interruptor o contacto), si esautomático o manual y si es a tensión plena ó reducida, así como el tamaño y tipo decubierta del mismo.

Anotar el valor en amperes de la protección contra sobre corriente del motor. Tipo,capacidad y tensión nominal del medio de desconexión, indicando las característicasde la cubierta.

Identificar todos los motores que aparecen en los diagramas unifilares, vistas físicasy cuadros de cargas.

f) Para alumbrado y contactos

Indicar el tipo de lámparas y portalámparas, tensión nominal; capacidad en watts;pérdidas en watts del balastro o reactor, mencionando el número de lámparas quedependen de cada reactor y si éste es parte integrante del portalámparas o no, asímismo, especificar el tipo de cubierta de portalámpara.

Indicar la capacidad en watts de los contactos, número de fases especificando si estáo no aterrizado, tensión nominal y tipo de cubierta.

g) Para sistemas de tierras

La instalación referente al aterrizado del sistema eléctrico y a la puesta a tierra de laspartes metálicas no conductoras de corriente del equipo eléctrico, puedenrepresentarse en planos o memorias descriptivas, pero en cualquier caso contendránlas características de electrodos, dimensiones, tipo de material y longitud enterrada;especificará las características del puente de unión que conecta el electrodo deentrada del servicio con los conductores de tierra, tanto del sistema como del equipo;indicar las características del conductor de tierra del sistema, las correspondientes almedio de conexión individual de los equipos y/o aparatos al sistema de tierraseñalando las características de los conectores empleados, incluyendo si son del tiposoldable o atornillable; se anotarán los criterios y cálculos en su caso, que dieronbase a la selección del sistema de tierra.

h) Para plantas de emergencia

Indicar el tipo de motor y generadorIndicar la capacidad de la planta en wattsIndicar la corriente y tensión nominalIndicar el tipo de interruptor de transferencia y si es automático o manual

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6.0 ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS

a) Contenido

Las especificaciones de los equipos deberán contener como mínimo la siguienteinformación:

ObjetivoCampo de aplicaciónNormas que aplicanAlcance del suministroCaracterísticas técnicasAccesoriosPruebasEmpaque y embarqueDibujos del fabricanteHoja de datos

Cuestionario

b) Relación de especificaciones

Deberán elaborarse especificaciones para los equipos y materiales más importantesdel proyecto eléctrico, estos pueden ser:

Generales de instalaciónTransformadores de potencia y/o distribuciónInterruptoresApartarrayos

Cuchillas seccionadorasCortacircuitos fusible y/o desconectadoresTransformadores de potencial y de corrienteHerrajes, aisladores, conectores de la subestaciónTableros blindados, centro de control de motoresCables de potenciaTransformadores de servicios auxiliaresTablerosMotoresMateriales para distribución de fuerza, alumbrado, tierras y controlBanco de capacitores

Banco de baterías y cargadores7.0 CATÁLOGO DE EQUIPO Y MATERIALESDescripción de todos los equipos y materiales eléctricos; clasificación con clave,concepto, unidad y cantidad. El siguiente ejemplo puede servir como guía:

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CLAVE CONCEPTO CANTIDAD UNIDAD

SUMINISTRO, INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE:

SE SUBESTACION ELÉCTRICA

SE-1 TRANSFORMADOR 1 PZA

SE-2 CORTACIRCUITOS MONOPOLAR 3 PZA

SE-X ........ETC. X PZA

SF SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE FUERZA

SF-1 ........ETC. X PZA

ST SISTEMA DE TIERRAS

ST-1 ........ETC. X PZA

AI ALUMBRADO INTERIOR

AI-1 ........ETC. X PZA

ETC., ETC

Diseño de Instalaciones Eléctricas 1

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