QUE PARA OBTNER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO, DIMENSIONAMIENTO DE
EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y ENERGÍA DEL ARCO
ELÉCTRICO.
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTA
AGUILAR RODRÍGUEZ MARTIN
ALONSO ALVA LUIS MIGUEL
DÍAZ AGUILAR SADICK EDUARDO
ASESORES: M. en C. RAÚL MENDEZ ALBORES
ING. VALENTINA LÓPEZ CASTILLO
MÉXICO, D. F. 2013
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAl"'
ESClJ ELA SU PEIUOH. DE 1NG ENI ERÍA M FC Á N ICA Y EL ECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL '"ADOLFO LOPFZ VlA'ITOS''
TEM Í\ D .E TESIS
INGENIERO ELECTRICISTA
TESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL
MARTIN AGUILAR RODRÍGUEZ
·¡
LUIS MIGUEL ALONSO ALVA
,
SADICK EDUARDO DÍAZ AGUILAR
QUE PARA OBTENER EL TITULO
POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN
DEBERA (N) DESARROLAR
"ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO, DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y
ENERGÍA DE ARCO ELÉCTRICO"
DIMEN~IONAR LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO INJ?USTRIALI EN
FUNCION DE SUS CAPACIDADES INTERRUPTIV AS Y CALCULAR LA
ENERGIA DE ARCO
ELÉCTRICO.
•
•
•
•
CALCULAR EL NIVEL DE CORTOCIRCUITO POR COMPONENTES SIMETRICAS.
ANALIZAR LOS NIVELES DE SOBRECORRIENTE EXISTENTE EN EL S ISTEMA
ELÉCTRICO INDUSTRIAL.
CALCULAR Y PROPONER CAPACIDADES INTERRUPTIVAS DE LOS EQUIPOS DE
SECCIONAMIENTO.
CALCULAR LA ENERGÍA DE ARCO ELÉCTRICO.
MÉXICO D.F., A 20 DE FEBRERO DEL 2015.
ASESORES
M. EN C.'RA2 i ;ALBORES
ING. VAL"ENTJ'NA.CASTILLO LÓPEZ
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EL DEPARTA~ENT~ ACADEMI~iil,~~. ·"!Jt'.¡t.fÍ$
DAVID RAMIREZ
DE INGENIERIA ELECTRICA
~ ~~ ..,.~
JEFATURA DE
INGENIERIA ELECTRICJ
MARTIN AGUILAR RODRIGUEZ
A dios:
Por darme un poco de su inmensa sabiduría para salir delante de este largo camino que implico
llegar a este momento y del cual siempre me acompaño.
A mi padre:
Gracias por darme todo lo necesario para lograr este sueño y siempre enseñarme el valor de la
honestidad y el trabajo. Gracias por todo y esto es una pequeña manera de retribuirle todo lo
dado. Mi más grande admiración, orgullo y respeto por siempre a usted. LO QUIERO
MUCHO PAPA.
A mi madre:
Gracias mama por cada mañana de atención y noche de desvelo, este logro es parte de ustedes
y siempre le viviré inmensamente agradecido por la bendición de la vida que me dio y por cada
momento de su confianza y apoyo. LA QUIERO MUCHO MAMA.
A mi hermano Humberto:
Gracias por ser una inspiración para lograr este sueño y siempre enseñarme el significado de la
dedicación, responsabilidad, nobleza y sinceridad. Estoy orgullo de compartir esta profesión
contigo y de lo que eres y vales como persona y de ser tu hermano. Por siempre mi admiración,
respeto y cariño como padre y hermano. GRACIAS TOTALES, TE QUIERO
MUCHO.
A mi hermano Claudio:
Gracias por siempre darme tu infinito apoyo en este largo camino y enseñarme el significado de
la lealtad y unidad. Estoy orgullo de ser tu hermano y de lo excepcional que siempre has sido.
GRACIAS INFINITAS HERMANO.
A mi amor eterno, ZARELLY:
Gracias por acompañarme en este camino y siempre darme tu apoyo, confianza y ánimo, eres
parte de este sueño y logro mi amor. Sabes que siempre tendrás mi apoyo, respeto, amor y cariño
sincero. TE AMO ZARELLY.
Y gracias a mis AMIGOS que siempre me apoyaron y acompañaron en este camino de vida.
Para mis amigos mi más grande respeto, agradecimiento y cariño entrañable.
A MIS PADRES:
Por la confianza que depositaron en mí, por todo el apoyo incondicional que me brindaron
desde el primer día que pise un plantel de educación hasta el día de hoy que culmino una
etapa importante de mi vida y de mi formación académica, por sus sabios consejos, así
como el amor y cariño que me han demostraron todo este tiempo. GRACIAS.
A MIS HERMANOS:
Por su cariño y respeto durante mi formación académica, sintiéndome orgulloso de cada
uno de ellos, quienes toman importancia dentro de cada una de mis etapas de mi vida.
GRACIAS.
A MI NOVIA:
Por su compañía, apoyo y aliento durante mi estancia en la escuela superior, dándome en
todo momento el impulso necesario para seguir mí camino y que ahora todo el esfuerzo se
ha convertido en un logro importante en mi vida. GRACIAS.
MIS AMIGOS:
Por formar parte en este proceso de formación profesional, que durante mi estancia
dentro del plantel la ayuda y apoyo siempre estuvieron allí. GRACIAS
A MIS ASESORES DE TESIS:
Por creer en este trabajo de tesis, por sus consejos técnicos y correcciones puntuales
para ser de este trabajo el más importante de mi formación profesional y del cual he
obtenido un aprendizaje más amplio y completo de acuerdo al alcance de este trabajo.
GRACIAS
LUIS MIGUEL ALONSO ALVA
AGRADECIMIENTOS
Díaz Aguilar Sadick Eduardo
A Dios, por darme la fuerza espiritual y la fortaleza a lo largo de mi vida
para seguir adelante, aun en los momentos difíciles de mi vida, y por
seguir otorgándome el don de la vida sin el cual no habría podido llegar
a la conclusión de mis estudios.
A mis padres, por apoyarme incondicionalmente durante toda mi vida,
por aclarar en la medida de sus posibilidades mis dudas a lo largo de la
vida, porque nunca me hizo falta en nada en la vida y por inculcarme los
valores que actualmente sigo para ser una persona de bien para la
sociedad.
A mis maestros, por inculcarme el conocimiento necesario para forjar
una vida profesional, por responder a mis dudas académicas cuando
estaba perdido y por tener la paciencia para transmitir su conocimiento
el cual aplico y aplicaré en mi vida profesional.
A mi familia, por lo momentos de alegría que he vivido y viviré con todos
ellos, por ser un buen refugio en mis momentos de angustia en tiempos
difíciles.
INDICE
Paginas
Hipótesis
Objetivo
Justificación
Introducción
i
ii
iii
iv
CAPITULO I: Equipos eléctricos que conforman un sistema industrial.
1.1Transformador de potencia ……………………………………......................
2
1.2 Transformadores de potencial. (T.P.) …………………………….................
3
1.3 Transformadores de corriente (T.C.) ………………………………………...
5
1.4 Interruptores de potencia. …………………………………………................
6
1.5 Cuchillas seccionadoras. …………………………………………………….
8
1.6 Cuchillas de puesta a tierra. ……………………………………….................
9
1.7 Bus o barras colectoras. ……………………………………………………...
9
1.8 Apartarrayos. ……………………………………………………...................
10
1.9 Bayonetas. ………………………………..…………………………….......
12
1.10 Sistema de puesta a tierra. ……..…………………………………………...
13
1.11 Aisladores. …..……………………………………………………...............
14
1.12 Fusibles de potencia. ……………………………………………………….
15
1.13 Tableros de operación, control, medición y protecciones. …………………
17
1.14 Banco de capacitores. ……………………………………………………....
19
CAPITULO II: Análisis de cortocircuito trifásico y monofásico por componentes
simétricas.
2.1 Componentes simétricas.……………………………………..........................
22
2.1.1 Fasores asimétricos partiendo de sus componentes simétricas. …………...
22
2.1.2 Fasores asimétricos y sus componentes simétricas. ……………................
25
2.1.3 Conexiones simétricas en Y y ∆. ………………………………….............
29
2.1.4 La potencia trifásica con respecto a componentes simétricas. …………….
33
2.1.5 Circuitos de secuencia de impedancias en Y y ∆ en conexiones trifásicas.
35
2.1.6 Redes de secuencia. …...………………………………………..................
38
2.1.7 Circuitos de secuencia cero en transformadores trifásicos en ∆-Y. ............
40
2.2 Introducción al estudio de cortocircuito para sistemas eléctricos. ..................
41
2.3 Teoría de las fallas trifásicas y monofásicas. ………………………………..
43
2.3.1 Falla trifásica. ………………….………..…………………………..…......
43
2.3.2 Falla monofásica. ……..……………………..……………………..……...
44
2.4 Metodología para la preparación de un sistema eléctrico para el estudio de
cortocircuito. …..……………….…………………………..................................
45
2.5 Conceptos básicos para la ejecución de un estudio de cortocircuito. ..............
46
2.5.1 Fuentes de origen cortocircuito. …………………………………………...
47
2.5.1.1 La red de suministro de energía eléctrica por parte de la empresa
suministradora al punto de conexión de la instalación industrial analizada. …….
47
2.5.1.2 Motores de inducción. …………………………………………………..
49
2.5.1.3 Motores síncronos. ……………………………………………………...
49
2.5.1.4 Generador síncronos. ………………………………………………........
54
2.6 Flameo por arco eléctrico. …………………………………………………...
50
2.6.1 Introducción a los riesgos por arco eléctrico. ..……………………………
50
2.6.2 Factores que ocasionan el fenómeno de flameo por arco eléctrico en los
51
sistemas industriales. ..…………………………………………………………...
2.6.3 Naturaleza física del fenómeno de flameo por arco eléctrico en los
sistemas industriales. ..……………………………………...……………………
52
2.6.4 Modelo de cálculo de energía incidente por arco eléctrico. ..……………..
53
CAPITULO III: Dispositivos de protección eléctricas contra las corrientes de
cortocircuito.
3.1 Dispositivos de protección para instalaciones en baja tensión. ……..............
61
3.1.1 Interruptor en aire. ………………………………………………………...
61
3.1.2 Interruptores en caja moldeada. …………………………...………............
62
3.2 Acción de disparo termomagnético. ………………………………………...
62
3.3 Equipos de protección contra cortocircuito para instalaciones en baja
tensión. ………………………………………………………………………...…
63
3.3.1 Fusibles. ………………………………………………………………..….
63
3.4 Interruptores para instalaciones en media y alta tensión. …………………...
64
3.4.1 Interruptores de operación en aire. ………………………..………………
64
3.4.2 Interruptores de operación en vacío. ………………………..…………….
65
3.4.3 Interruptores de operación en aceite. ………………………..…………….
66
3.4.4 Interruptores de operación en gas (hexafluoruro de Azufre). …….............
66
3.5 Instalación y protección de los motores eléctricos en baja tensión. ………...
67
3.6 Elementos de la Instalación eléctrica de los Motores. ………….…………...
68
3.6.1 La corriente nominal a plena carga. ………………………………............
68
3.6.2 Alimentador. ………………………………………………………………
68
3.6.3 Protección del alimentador. …………………………………………….....
69
3.6.4 Circuito derivado. ………………………………………………………....
69
3.6.5 Protección del circuito derivado. …………...…………………………......
69
3.6.6 Desconectador. …...………….………..…………………………..…........
70
3.6.7 Protección del motor. ………………...……..……………………..……...
71
3.7 Relevador de sobrecorriente. ………………...……..……………………….
71
3.8 Relevador diferencial. ………………...……..………………………………
73
CAPITULO IV: Ejemplo de aplicación industrial.
4.1 Desarrollo del estudio de cortocircuito. ……………………………………..
78
4.1.1 Preparación del diagrama unifilar. …………………………..…..………...
78
4.1.2 Desarrollo de redes de secuencia. …………………………………………
80
4.1.3 Análisis de cortocircuito. …………………………..……………………...
133
4.1.3.1 Punto de Falla F-1. ……………………………………………………...
133
4.1.3.2 Punto de Falla F-2. ……………………………………………………...
137
4.1.3.3 Punto de Falla F-3. ……….……………………………………………..
140
4.2 Selección de la capacidad de aguante e interruptiva de los equipos de
interrupción, basada en la corriente de cortocircuito simétrica, para cada punto
de falla del sistema. ………………………………………....................................
144
4.2.1 Dimensionamiento de los interruptores de media y alta tensión. …………
145
4.2.2 Dimensionamiento de los interruptores de potencia de baja tensión. ……..
151
4.2.3 Selección de los elementos fusibles para la protección de los
transformadores en media tensión. ………………………………………………..
153
4.3 Calculo de energía incidente por arco eléctrico. ..………………………...
159
4.4 Factibilidad económica del estudio de cortocircuito en un sistema eléctrico
industrial. …….......................................................................................................
163
Conclusiones. ……………………………………………………....
166
Glosario de Términos. ………………..……………………………
172
Índice de Imágenes
Figura 1.
Estructura general de un transformador de potencia. ........................
Figura 2.
Ilustración física de los diferentes tipos de transformadores de
3
potencial según sus características de operación. …………………..
4
Figura 3.
Transformadores de Corriente. ………………………………..........
6
Figura 4.
Ejemplos de apartarrayos. …………………………………….........
11
Figura 5.
Ejemplos de aisladores. ………………………………………….....
15
Figura 6.
Ejemplos de portafusibles. …………………………………………
17
Figura 7.
Ejemplo de tablero de control y medición. …………………………
18
Figura 8:
Banco de capacitores de potencia monofásico. ……………….…....
20
Figura 9.
Tres fasores balanceados que son las componentes simétricas de
tres fasores desbalanceados. ………………………………………..
24
Figura 10. Suma grafica de los fasores mostrados en la figura 16, para obtener
tres fasores desbalanceados. ………………………..........................
26
Figura 11. Impedancias simétricas: a) conectadas en delta; b) conectadas en
estrella. ………………………………………………………….….
29
Figura 12. Componentes de secuencia de corriente de línea y delta. …………
30
Figura 13. Componentes de secuencia de tensiones línea a línea y línea a
neutro de un sistema trifásico. ……………………………………..
32
Figura 14. A) Impedancias simétricas conectadas en ∆ y sus equivalentes
conectados en Y relacionados a través de Zv = Z11/3; b)
Impedancias conectadas en Y con conexión del neutro a tierra. ….
33
Figura 15. Circuitos secuencia cero, positiva y negativa para la figura 21-b. …
37
Figura 16: Diagramas de secuencia cero considerando la conexión del
transformador a) Conexión estrella aterrizada-estrella aterrizada, b)
estrella aterrizada-estrella sin aterrizar, c) delta-delta, d) estrella
aterrizada-delta, e) estrella sin aterrizar-delta. ……………………..
41
Figura 17: Diagrama unifilar. ………………………………………………….
79
Figura 18: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva. …………….
96
Figura 19: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el
punto de falla 1 (F-1). ………………………………………………
98
Figura 20: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-1(a). ………………………………………………………………
99
Figura 21: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-1(b). ………………………………………………………………
100
Figura 22: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-1(c). ………………………………………………………………
100
Figura 23: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el
punto F-1. ………………………………………………………….
101
Figura 24: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el
punto de falla 2 (F-2). …………….………………………………..
102
Figura 25: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-2(a). ………………………………………………………………
103
Figura 26: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-2(b). ………………………………………………………………
104
Figura 27: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-2(c). ………………………………………………………………
105
Figura 28: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-2(d). ………………………………………………………………
105
Figura 29: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-2(e). ………………………………………………………………
106
Figura 30: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el
punto F-2. …………………………………………………………..
106
Figura 31: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el
punto de falla 3 (F-3). ………………………………………………
107
Figura 32: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-3 (a). ……………………………………………………………...
108
Figura 33: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-3 (b). ……………………………………………………………..
109
Figura 34: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-3 (c). ……………………………………………………………...
110
Figura 35: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-3(d). ………………………………………………………………
108
Figura 36: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto
F-3 (e). ……………………………………………………………..
111
Figura 37: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el
punto F-3. …………………………………………………………..
111
Figura 38: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa. ……………
113
Figura 39: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el
punto de falla 1 (F-1). ………………………………………………
114
Figura 40: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-1(a). ………………………………………………………………
115
Figura 41: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-1(b). ………………………………………………………………
116
Figura 42: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-1(c). ………………………………………………………………
117
Figura 43: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el
punto F-1. ………………………………………………………….
117
Figura 44: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el
punto de falla 2 (F-2). ………………………………………………
118
Figura 45: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-2(a). ………………………………………………………………
119
Figura 46: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-2(b). ………………………………………………………………
120
Figura 47: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-2(c). ………………………………………………………………
121
Figura 48: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-2(d). ………………………………………………………………
121
Figura 49: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-2(e). ………………………………………………………………
122
Figura 50: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el
punto F-2. …………………………………………………………..
122
Figura 51: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el
punto de falla 3 (F-3). ………………………………………………
123
Figura 52: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-3(a). ………………………………………………………………
124
Figura 53: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-3(b). ………………………………………………………………
125
Figura 54: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-3(c). ………………………………………………………………
126
Figura 55: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-3(d). ………………………………………………………………
126
Figura 56: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto
F-3(e). ………………………………………………………………
127
Figura 57: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el
punto F-3. ………………………………………………………….
127
Figura 58: Diagrama unifilar representado en secuencia cero. ………………..
129
Figura 59: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-1(a).
130
Figura 60: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto
F-1. ………………………………………………………………...
130
Figura 61: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-2(a).
131
Figura 62: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto
F-2. …………………………………………………………………
131
Figura 63: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-3(a).
132
Figura 64: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-3(b).
132
Figura 65: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto
F-3. …………………………………………………………………
133
Figura 66. Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-1. ………...........
135
Figura 67. Red de secuencia para falla monofásica en el punto F-1. …………
136
Figura 68: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-2. ......................
138
Figura 69: Red de secuencia monofásica en el punto F-2. …………………......
139
Figura 70: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-3. ………...........
141
Figura 71: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-3. ……………...
142
Figura 72: Curvas de daño, magnetización del transformador y curva de
operación del fusible para la selección del elemento fusible. ………
Figura 73: Flujo de inversión para determinar la factibilidad económica. ……
158
165
Índice de tablas
Tabla 1. Protección del circuito derivado. …….................................................
70
Tabla 2. Resultados de las corrientes de cortocircuito trifásica y monofásica
para los puntos de falla. .......................................................................................
143
Tabla 3. Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 1.
147
Tabla 4. Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 3.
149
Tabla 5. Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla en
el punto de suministro. ….....................................................................................
151
Tabla 6. Factores De Multiplicación Para La Selección De La Corriente De
Cortocircuito De Los Interruptores De Potencia De Baja Tensión (LVPCB),
De Acuerdo A La Norma IEEE Std C37.13-1995. …………..............................
153
Tabla 7. Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 2.
154
Tabla 8. Exponentes de distancia según el tipo de interruptor. ……………….
161
Tabla 9.Resultados de estudio de arco eléctrico (ARC FLASH).……………..
162
Bibliografía. ………………………………………………………….. 173
Anexos. ……………………………………………………………….. 175
HIPOTESIS
Dentro del sistema eléctrico industrial están latentes una serie de anomalías en
cuanto al suministro de energía eléctrica se refiere, originadas principalmente por la
presencia de las corrientes de falla, aunadas al mal dimensionamiento de los equipos
de seccionamiento en los circuitos primarios y secundarios, originan riesgos al
sistema y al personal.
A partir de lo anterior se analizarán los puntos críticos de falla, obteniendo para esto
los niveles de cortocircuito y con base a estos valores se seleccionará la capacidad
interruptiva de los equipos de protección, tales como interruptores de potencia y de
fusibles, los cuales interactúan en el sistema eléctrico analizado en esta tesis.
Se calculará la energía generada por el arco eléctrico (ARC FLASH), con la finalidad
de observar cuáles son los daños que se pueden producir por dicho efecto a los
trabajadores y equipos eléctricos del sistema en análisis; ya que dicho fenómeno
puede llegar a producir condiciones tales como ruido acústico, expansión térmica,
radiación térmica y vaporización de los metales.
i
OBJETIVO GENERAL.
Dimensionar los equipos de protección para un sistema eléctrico industrial en función
de sus capacidades interruptivas y calcular la energía de arco eléctrico, mediante el
estudio de los niveles de sobrecorrientes existentes en el sistema eléctrico industrial.
Objetivos Particulares:
1. Calcular el nivel de cortocircuito por el método de componentes simétricas.
2. Analizar los niveles de sobrecorriente existentes en el sistema eléctrico
industrial.
3. Calcular
y
proponer
capacidades
interruptivas
de
los
equipos
de
seccionamiento de acuerdo las necesidades de operación requeridas por las
instalaciones en estudio.
4. Calcular la energía por arco eléctrico (ARC FLASH)
5. Examinar el costo beneficio del sistema al realizar un estudio de cortocircuito.
ii
JUSTIFICACIÓN:
El estudio de cortocircuito en los sistemas eléctricos en el sector industrial conlleva
un punto estratégico de su operatividad, de ahí que sea prioritario mantener a los
sistemas eléctricos en un correcto funcionamiento y con ello generar las condiciones
adecuadas para tener un suministro de energía eléctrica, seguro, continuo y
confiable, bajo los parámetros establecidos dentro de la normatividad aplicable y
vigente. Para la realización del estudio de cortocircuito se basó en la norma IEEE std
141-1993.
De tal manera que en este trabajo de tesis se obtendrá el cálculo de la corriente de
cortocircuito, desarrollando los cálculos necesarios para determinar cómo interviene
en la presencia de un arco eléctrico y con ello estimar la energía que se emite al
ocurrir una falla en el nivel de baja tensión, para posteriormente establecer las
distancias mínimas de seguridad que se deben respetar al operar con tableros que
trabajen a ese nivel de tensión y con maniobras en instalaciones energizadas y con
ello tener a la postre, las condiciones necesarias para salvaguardar las integridad
física del personal ante una falla franca trifásica de cortocircuito.
iii
INTRODUCCIÓN.
Un sistema eléctrico industrial debe ser confiable en su continuidad de servicio, para
su adecuada operatividad y seguridad; por lo que la presencia de sobrecorrientes
dentro del sistema alteran las condiciones antes mencionadas. Estas sobrecorrientes
afectan considerablemente a los circuitos primarios, así como a los circuitos
derivados y equipos que conforman el sistema eléctrico, originando efectos físicos
como calentamientos en los conductores y demás elementos del sistema, los cuales
a la postre provocan interrupciones en el servicio, daños a los equipos, operatividad
inadecuada y propicia condiciones inseguras para el personal operativo del sistema
eléctrico industrial.
Por lo tanto es de suma importancia realizar un estudio de las sobrecorrientes que
pueden llegar a presentarse en el sistema eléctrico, más en específico, de la
corriente de cortocircuito en la que basará su estudio este trabajo de tesis. Entonces,
la magnitud de la corriente de cortocircuito es fundamental para el adecuado
dimensionamiento de los dispositivos de seccionamiento y así evitar tener anomalías
dentro del sistema eléctrico industrial.
Una vez dimensionado los dispositivos de protección, se requiere la correcta
coordinación de los mismos, para cumplir con la confiabilidad y la continuidad del
suministro de energía eléctrica ante la presencia de una corriente de cortocircuito
dentro del sector industrial; donde la mala coordinación de las protecciones puede
traer consigo problemas de fallas que repercuten en factores de índole económico y
operativo a la industria.
Para esto, se analizaran los distintos niveles de corrientes de falla existentes en el
sistema eléctrico industrial, dando paso al estudio de cortocircuito, el cual se
desarrollará mediante el método de componentes simétricas para dar solución al
punto de falla en donde se presentan estas.
iv
En referencia a lo anterior, este trabajo de tesis tiene dentro de sus objetivos
desarrollar los cálculos para el dimensionamiento de los equipos de protección, así
como, el cálculo de la energía que se produce ante un arco eléctrico al presentarse
una falla trifásica franca.
Así mismo se presenta el costo beneficio derivado del estudio de cortocircuito en un
sistema eléctrico industrial, sentando en dicho análisis, las bases técnicas bajo las
cuales de determina la factibilidad económica y técnica que tiene un estudio de
cortocircuito, como el presentado y desarrollado en esta tesis.
CAPÍTULO I
ELEMENTOS ELÉCTRICOS QUE
CONFORMAN UN SISTEMA
INDUSTRIAL
Página 1
Introducción
En este capítulo se hará mención de los principales equipos eléctricos que integran a
los sistemas eléctricos industriales, haciendo una descripción general de cada uno
de ellos, así como de su funcionamiento dentro de estos sistemas.
1.1 Transformadores de Potencia
El transformador de potencia es el componente principal de los sistemas eléctricos
de potencia; los transformadores hacen posible la transmisión de potencia eléctrica
con valores altamente eficaces y que por ende ayudará a una transmisión de energía
económicamente factible.
Los transformadores de potencia son equipos que permiten transformar y ajustar los
parámetros de tensión y corriente, a niveles óptimos para las áreas de generación,
trasmisión, distribución y utilización de la potencia eléctrica.
Este tipo de transformadores nos permitirán tener caídas de tensión bajas en serie,
por otro lado al tener niveles de corriente bajos el producto de (I2)*R e I*Z (perdidas
del cobre y caídas de tensión respectivamente) serán menores teniendo así perdidas
muy bajas.
Los transformadores de potencia que se fabrican en la actualidad tienen una
eficiencia cercana al 100%, en su manufactura ya es posible alcanzar valores
nominales de 1300 MVA y superiores.
Los transformadores de potencia son equipos por medio de los cuales es posible
garantizar un suministro de flujo de potencia eléctrica confiable, seguro y continúo y
de esta manera darle la seguridad y fortaleza al sistema eléctrico en los cuales se
empleen dichos equipos.
Página 2
En la figura 1 se ilustra un transformador de potencia y sus partes principales.
1.- Tanque
2.- Tapa del tanque
3.- Gancho de sujeción
4.- Boquillas aisladores de alta tensión
5.- Aisladores (Boquillas) de baja tensión
6.- Punto de instalación del termómetro
7.- Válvula de drenaje de aceite
8.- Tanque conservador (en algunos casos)
9.- Indicador de nivel
10.- Ruedas de Rollar
11.- Placa de datos del transformador
Figura 1: Estructura general de un transformador de potencia. [1].
1.2 Transformadores de potencial
Los transformadores de potencial son equipos mediante los cuales es posible
transformar valores de tensión, sin tomar de por medio a la corriente, esto en
sistemas donde existen niveles de media y alta tensión.
Los transformadores de potencial son fabricados mediante la estructura de un
devanado primario y otro secundario, así mismo al tratarse de equipos que
alimentan de señales eléctricas a instrumentos de medición y control, su capacidad
de potencia es relativamente pequeña, la cual oscila en valores de 15 a 60 VA.
Los transformadores de potencial se fabrican bajo distintas relaciones de
transformación, según los niveles de tensión que se tengan en el sistema donde se
vayan a implementar, aunque es importante mencionar que en el devanado
secundario, la tensión bajo la cual normalmente se fabrican los transformadores, es
de 115 volts ó 120 volts (norma Americana y Europea respectivamente).
[1] ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Fundamentos de Instalaciones Eléctricas en Mediana y Alta
Tensión.
Página 3
Una de las partes fundamentales de un transformador de potencial, consiste en sus
aislamientos, los cuales deben garantizar la seguridad necesaria para los operarios y
los equipos adyacentes a su lugar de operación. La normatividad de los aislamientos
aplicables a los transformadores de potencial, es sumamente rigurosa sobre sus
características y propiedades.
Las imágenes siguientes ilustran de manera física y esquemática, respectivamente,
la estructura de un transformador de potencial y sus partes que lo constituyen.
Figura 2: Ilustración física de los diferentes tipos de transformadores de potencial según sus
características de operación. [2].
[2] Catalogo Transformadores de intensidad. Marca ARTECHE.
Página 4
1.3 Transformadores de corriente
Se conoce como transformador de corriente a aquel cuya función principal es
transformar la corriente de una magnitud elevada a una magnitud pequeña con el fin
de alimentar instrumentos de medición, de control o de protección con seguridad
para el personal de mantenimiento de las industrias donde sean requeridas.
La construcción de este tipo de transformadores es semejante a la de un
transformador convencional, con la única particularidad, que estos transformadores
solo pueden ser operados en potencias relativamente bajas como lo son: 15, 30, 50,
60 y 70 VA.
Por la baja capacidad de estos transformadores su tamaño es relativamente
pequeño y los aislamientos con los que son construidos son de excelente calidad,
pudiendo ser los siguientes: resinas sintéticas, aceite, hexafloruro de azufre, etc.
En la mayoría de las situaciones, estos transformadores se encontrarán conectados
en sistemas trifásicos, por lo que será necesario tomar en cuenta las conexiones
convencionales para un transformador las cuales son: delta-delta; delta-estrella; y
estrella-estrella.
Estos transformadores suelen manejar valores de corriente muy bajo en su
devanado secundario siempre respetando el valor de 5 A ó 1 A (norma Americana y
norma Europea respectivamente), modificando su relación de transformación para
lograrlo.
Página 5
En la figura 4 ilustran de manera física la estructura de un transformador de
corriente.
Figura 3: Transformadores de Corriente. [3].
1.4 Interruptores de potencia
Es un dispositivo del sistema eléctrico de potencia que se encarga de abrir y cerrar
el sistema con y sin carga, y en algunas ocasiones con corriente de falla.
Usualmente se utilizan en circuitos de distribución y trasmisión, en donde, por regla
general, estos son en conexiones trifásicas.
[3] Catalogo Transformadores de corriente. TYPE IOSK TRENCH.
Página 6
La principal labor de este dispositivo es interrumpir las corrientes de fallas que
puedan presentarse en los sistemas eléctricos de potencia, por lo cual para realizar
una elección adecuada de estos. Se deben tomar en cuenta una serie de
parámetros que a continuación se relatan: Tensión del sistema, corriente de carga y
la corriente de cortocircuito en el punto en donde va a ser requerido que se instale
dicho dispositivo.
En alusión a lo anterior; Los datos técnicos que deben ser proporcionados por los
fabricantes de los fusibles de potencia son:
a) Tensión nominal de operación.
b) Corriente Nominal.
c) Corriente de interrupción en kA.
d) Capacidad de interrupción en MVA.
La conexión y desconexión en este componente del sistema eléctrico de potencia,
se efectúa a través del movimiento de los contactos del interruptor el cual tiene que
superar el campo magnético provocado por la falla para realizar esta operación,
usualmente esto lo logra cuando la onda de la corriente pasa por el punto de
conmutación, es decir, por cero. Una vez realizado esta acción la cámara de
extinción del fusible se encarga de eliminar el arco eléctrico que se genere al
momento de la maniobra.
Los medios de extinción del arco eléctrico que se emplean en las cámaras de
extinción de los interruptores de potencia son: aceite, aire, vacío o gas SF6.
Página 7
1.5 Cuchillas desconectadoras
Estos dispositivos cumplen con la función de conectar, desconectar o permitir hacer
modificaciones en la conexión de una instalación eléctrica industrial.
También conocidos como seccionadores, y su aplicación principalmente es para
desconectar un circuito de la red eléctrica, generalmente para la maniobra de
transformadores, líneas aéreas y cables etc., aún conectada la carga y para la
apertura y cierre en sistemas con una configuración en anillo. Donde su operación
comúnmente es de tipo vertical para que su desconexión sea de acción rápida. Son
ideales para los sistemas eléctricos donde el nivel de Corto Circuito sea muy
elevado.
Estos dispositivos son elaborados para que su operación sea unipolar, sin embargo
son más utilizados para que operen de forma tripolar.
Al instalar o adquirir una cuchilla desconectadora se debe tener en cuenta las
siguientes consideraciones:
 Tensión nominal de diseño.
 Corriente nominal de operación.
 Corriente de Aguante.
 Tensión nominal de aguante al impulso por rayo.
 Tipo de Montaje.
Página 8
1.6 Cuchillas de puesta a tierra
Es de gran importancia conectar a tierra y/o cortocircuitar una instalación eléctrica o
parte de ella, una vez después de haberse desenergizado o desconectado del
sistema eléctrico, el equipo apropiado para realizar esta tarea es la cuchilla de
puesta a tierra, la cual va conectada junto con una cuchilla desconectadora,
formando así las dos un conjunto o unidad de trabajo. Las cuchillas desconectadoras
o seccionadores pueden contar o no con esta cuchilla de puesta tierra, esto
dependerá de la aplicación o el lugar donde se vaya a instalar el seccionador. Este
tipo de equipo cuenta con un enclavamiento alternativo y de seguridad para
accionarse solo cuando se trabaje sin tensión, si parte o la instalación eléctrica que
se quiere analizar esta energizada esta nunca operara.
1.7 Barras colectoras o bus
La definición de las barras colectoras expresada en la norma NEC es la siguiente:
“Art. 364-2: Barras colectoras: es una estructura cubierta o envoltura metálica puesta
a tierra conteniendo conductores aislados o desnudos instalados en fábrica que
usualmente son barras, varillas o tubos de cobre o aluminio.” [4].
De manera más específica, se considera como barras colectoras al sistema
mediante el cual se realiza la distribución de la energía eléctrica, por medio de una
seria de elementos prefabricados bajo la normatividad aplicable para los distintos
niveles de tensión y corriente en los cuales vayan a ser implementados dichas
barras; estas barras pueden llegar a manufacturarse de manera tubular o
rectangular según sea el caso y deben contar con una carcasa aislante que proteja a
dichas barras sobre contactos que provoquen una falla a tierra o de cualquier otra
índole. El aislamiento de las barras deberá ser fabricado en cuestión a los niveles de
tensión de operación de las mismas y las cuales garanticen la mayor seguridad y
confiabilidad de operación en las condiciones climatológicas bajo las cuales sean
puestos en operación los buses.
[4] Especificación técnica para bus de barra. Marca CODENSA, ET-126, página 6.
Página 9
Dichos equipos son fundamentales para la conformación de los tableros de control y
distribución de cualquier subestación eléctrica, ya que serán los medios por los
cuales sean alimentados de energía eléctrica los distintos equipos de medición,
distribución y control de la propia subestación. Es importante mencionar que las
barras deberán ser configuradas de acuerdo a las necesidades que se tengan para
cada sistema de control y distribución y en las cuales siempre se deberá buscar que
la estructura de las partes aislantes de las mismas, tengan una configuración tal que
sea posible mantener siempre los niveles de aislamiento establecidos por la norma
aplicable.
1.8 Apartarrayos
Es un dispositivo encargado de evitar que los equipos de un sistema eléctrico
industrial sufran daños provocados por sobretensiones excesivas en valor. Las
ondas de sobretensión pueden tener su origen de dos formas:
a) Sobretensiones de origen atmosférico
b) Sobretensiones por fallas del sistema
Los apartarrayos no pueden eliminar las ondas de sobretensión que puedan afectar
al sistema eléctrico industrial, si no recortan las ondas de sobretensión para que su
valor no sea excesiva.
Lo anterior se consigue, formando un arco eléctrico entre dos explosores, la
distancia de separación entre ellos dependerá del nivel de tensión en el que se
requiera utilizar en el sistema. En la figura 4 se muestran las imágenes de
apartarrayos.
Página 10
2.- Carcasa doble
1.- Carcasa simple
4.- Carcasa triple con anillo
3.- Carcasa doble con anillo
Figura 4: Ejemplos de apartarrayos. [5].
[5] Catálogo de Apartarrayos Serie EXLIM-Q. Marca ABB.
Página 11
Los apartarrayos comúnmente fabricados y empleados son los siguientes:

Apartarrayos tipo autovalvular

Apartarrayos de óxidos metálicos.
Los apartarrayos tipo autovalvular tienen diferentes chapas de explosores
conectados en serie por medio de resistencias variables. Estos suelen ocuparse en
sistemas de transmisión donde los niveles de tensión nominal sean muy excesivos,
se caracterizan por ser muy precisos en su operación y muy confiables cuando de
proteger al sistema se trata.
Los apartarrayos de óxidos metálicos conectan en serie una resistencia variable
después de los dos explosores lo cual limita el valor de la sobretensión cuando esta
se presenta, este tipo de apartarrayos se utiliza en sistemas de distribución de media
tensión.
1.9 Bayoneta
Son los componentes del sistema eléctrico que se encargan de proteger a los
equipos contra las descargas atmosféricas, por lo que a continuación, se explicará,
cuales son los conceptos de este tipo de fallas. Las fallas atmosféricas originalmente
producen rayos los cuales pueden generar una sobretensión en el sistema eléctrico,
los rayos son causados por la saturación de descargas electroestáticas que se
generan entre el cielo y la tierra cuando ocurre un tormenta. En tan solo unas
fracciones de segundo se produce una descarga de energía violenta hacia el suelo
en esos momentos la energía electroestática almacenada se convierte en energía
electromagnética la cual es muy peligrosa para cualquier sistema eléctrico.
Si este exceso de energía no es conducida eficazmente hacia tierra, esta es fatal
para los equipos y las instalaciones eléctricas de cualquier tipo, para poder lograr lo
anterior, se utilizan las bayonetas, a continuación se describirá de forma breve el
funcionamiento de una bayoneta.
Página 12
Su principio de funcionamiento consiste en almacenar la energía electroestática en
un punto elevado de la subestación, lo que comúnmente se le conoce en ingeniería
como elevar el potencial de tierra. Después, una vez almacenada la energía
electroestática en la parte superior del dispositivo, esta se conduce hacia la tierra a
través de la estructura metálica de las bayonetas. Con esto se pretende crear un
camino preferencial hacia la tierra y que la corriente de rayo circule a través del
bayonetas.
1.10 Sistemas de puesta a tierra
Para estructurar un sistema de puesta a tierra adecuado y efectivo para un sistema
eléctrico industrial, es importante realizar la correcta selección de los diferentes
materiales para la estructuración de dichos sistemas, partiendo de un correcto
diseño de la malla de tierra, la adecuación necesaria del terreno y la ubicación
estratégica del sistema de tierras a implementar.
Se puede definir como sistema de puesta a tierra a toda la serie de equipos y
materiales destinados para crear un sistema funcional que genere las condiciones
adecuadas de puesta a tierra de cada uno de los equipos a proteger por el
mencionado sistema.
La estructura principal de un sistema de puesta a tierra, consistirá en la colocación
de las varillas de tierra, cables desnudos y terminales de aterrizamiento de los
equipos a proteger, considerando en cada uno de ellos las necesidades de
protección propias para cada equipo.
La función principal del sistema de puesta a tierra de un sistema eléctrico industrial,
es dar la seguridad a los operarios ante una eventual falla o contingencia de carácter
eléctrico, así como proteger contra fallas eléctricas a los distintos equipos del
sistema en análisis y en usos más recientes dar una mayor confiabilidad de respaldo
a los sistemas eléctricos y equipos de comunicaciones.
Página 13
Un sistema de puesta a tierra que se pueda considerar altamente eficaz, será aquel
que incremente la confiabilidad en la operación del sistema eléctrico en donde sea
implementado, haciendo posible la reducción de las interrupciones del suministro de
energía eléctrica causada principalmente por la presencia de contenido armónico en
los sistemas de potencia del sector industrial.
El diseño de las distintas partes constituyentes de un sistema de puesta a tierra,
consistirá en llevar a cabo una serie de estudios y cálculos de cierto orden complejo,
en los cuales se deberán analizar aspectos de todo tipo, tales como calidad, modelo
y tipo del terreno, condiciones de temperatura y climatológicas.
Uno de los factores preponderantes al momento de ejecutar el diseño de un sistema
de puesta a tierra, es el de la resistividad del terreno, ya que será este parámetro el
cual nos definirá bajo que circunstancias se encuentra el terreno donde se piensa
realizar el sistema de tierras y si fuera el caso, también nos servirá para determinar
cuáles son las medidas bajo las cuales deberán hacerse las adecuaciones
necesarias para establecer un sistema de tierras eficaz y seguro ante cualquier
requerimiento bajo el cual se ponga a prueba.
1.11 Aisladores
Son elementos que poseen una resistividad muy alta, generalmente de la magnitud
de megaohms, con este alto valor de resistencia de estos materiales su función
principal no es la de conducir la corriente eléctrica en el sistema eléctrico. Por lo cual
se enumeraran las funciones de los aisladores a continuación:
1) Aislar los conductores para eliminar la conducción entre ellos
2) Mantener la carga eléctrica cuando se aplica un voltaje
Página 14
Los aisladores mantienen su carga, siempre y cuando no existan condiciones de
temperatura o climatológicas que alteren su funcionamiento, esto es debido a que no
pueden fluir los electrones a través de ellos, también se les conoce con el nombre de
materiales dieléctricos. Los principales materiales dieléctricos para los aisladores
son:
1) El aire
3) El vidrio
2) La porcelana
4) Los materiales sintéticos
Figura 5: Ejemplos de aisladores. [6].
1.12 Fusibles de potencia
Son dispositivos de protección en los sistemas eléctricos de potencias los cuales se
encargan de interrumpir corrientes excesivas que puedan presentarse en el sistema
eléctrico industrial, estos componentes su importancia en el sistema eléctrico
industrial radica en que sin su función los equipos presentarían serios problemas,
debido a que la corriente de falla circularía por ellos sin ningún tipo de restricción, lo
cual provocaría fallos estructurales en el sistema eléctrico.
[6] Catálogo de Aisladores. Marca FERVISA.
Página 15
Estos se conforman de un hilo listón el cual está diseñado para romperse cuando
alcanza cierta temperatura, como la corriente se encuentra en función al tiempo se
puede determinar la corriente y el tiempo en el cual este dispositivo operará.
Existen dos tipos de fusibles de potencia los cuales son:
a) Fusibles limitadores de corriente.
b) Fusibles de expulsión.
Fusibles de potencia limitadores de corriente.
Estos fusibles interrumpen la corriente de falla antes de que esta alcance su valor
pico, por lo cual limita su valor antes de que esta pueda dañar los equipos o
dispositivos que se va a proteger, este usa un hilo listón de plata el cual se funde
instantáneamente cuando se produce una corriente anormal.
Fusibles de potencia de expulsión.
Estos se construyen con un tubo aislante con extremos atornillables y un eslabón
fusible conectado en los extremos del tubo, algunos cuentan con ácido bórico para
rellenar el tubo aislante, algunos otros liberan gases cuando operan por lo cual no se
recomienda el uso de estos fusibles en interiores por el calor generado por dichos
gases.
Página 16
Figura 6: Ejemplos de portafusibles. [7].
1.13 Tableros de operación control y medición
Un tablero es un gabinete el cual contiene diversos elementos los cuales son
requeridos para mantener una operatividad segura y controlada de cualquier
instalación eléctrica. Se conforma de acero rolado en frio con calibres que pueden
ser 12, 14 y 16. Los elementos que pueden contener dichos tableros son:
interruptores, botoneras, luces indicadoras, entre otros medios que nos ayuden a
medir y controlar todos los elementos del sistema eléctrico los cuales pueden ser:
Transformadores,
motores,
reguladores,
líneas
de
trasmisión,
bancos
de
capacitores, entre otros equipos los cuales se requieran mantener un control y
medición riguroso.
[7] Catálogo de cortacircuitos fusibles de potencia SM-5. Marca S&C ELECTRIC MEXICANA.
Página 17
Importancia de los tableros de medición y control.
Cuando lo que se desea controlar y/o medir magnitudes de tensión y corriente
elevadas, se requiere el uso de transformadores de instrumentos principalmente
Transformadores de corriente (TC´s) y Transformadores de potencia (TP´s), los
cuales ya fueron expuestos en el apartado 1.2 y 1.3 de este trabajo de tesis, estos
dispositivos se encargan de reducir estos parámetros a un nivel de tensión y
corriente manejables por los tableros, los cuales son 220 Volts (V), y 5 amperes (A),
estos tableros son el cerebro de las instalaciones eléctricas pues se encargan de
ordenar a todos los elementos indicando que deben realizar, mediante relevadores
de protección, los cuales accionaran interruptores de potencia en forma oportuna y
rápida en el orden de milisegundos, también se pueden controlar las condiciones de
apertura, cierre y bloqueos de los interruptores de potencia y las cuchillas
desconectadoras, las cuales serán necesarias para el correcto mantenimiento de la
subestación eléctrica.
Figura 7: Ejemplo de tablero de control y medición. [8].
[8] Catálogo de tableros de servicios propios. Marca SCHNEIDER ELECTRIC.
Página 18
1.14 Banco de capacitores
Los bancos de capacitores implican hoy en día una pieza fundamental en la
estructura de una subestación eléctrica, ya que son equipos primarios de utilización,
cuya razón principal de su puesta en marcha es el mejorar el factor de potencia y de
esta manera evitar penalizaciones por parte de la compañía suministradora, desde el
punto de vista del sector industrial.
La presencia considerable del factor de potencia en los sistemas eléctricos de
potencia, influye directamente sobre el valor de la corriente que demandan los
mismos y con ello también influyen sobre la capacidad de los conductores que se
establezcan para la estructura de dicho sistema.
La práctica de la corrección del factor de potencia es una actividad recurrente sobre
los sistemas eléctricos, ya que a partir de la mejora de dicho valor, se hará mucho
más eficiente la transmisión y distribución de la energía, así mismo tendremos una
mejora significativa sobre los conductores del sistema bajo el cual estemos
realizando la corrección del factor de potencia, esto a partir de que al reducir las
pérdidas, la corriente demandante del sistema disminuye y con ello evitamos tener la
necesidad de utilizar conductores de calibres más gruesos que por ende generara
un mayor costo económico para la estructura de nuestro sistema eléctrico.
La aplicación principal que tienen los bancos de capacitores es la compensación de
los sistemas eléctricos de potencia, partiendo de su característica principal que
consiste en reducir la corriente del sistema y al mismo tiempo elevar la tensión del
mismo. Para lo anterior es importante considerar que la patencia reactiva que se
tenga en el sistema generara un mayor de número de pérdidas y por ende se tendrá
una caída de tensión y una elevación de la corriente demandante, este generado por
el aumento de la impedancia total del sistema.
Página 19
De manera resumida, a continuación se enlistan algunas de las ventajas que se
logran con la implementación de los bancos de capacitores en un sistema eléctrico:
1.- Permiten reducir las pérdidas del sistema y al mismo tiempo compensar al mismo
generando un incremento en el nivel de tensión.
2.- Al compensar el sistema nos generan las condiciones apropiadas para tener una
mayor capacidad de transmisión y distribución de la energía y con ello tener una
mejora significativa en la utilización de la energía.
Los bancos de capacitores en esencia proporcionaran la potencia reactiva capacitiva
al sistema que sea necesaria para compensar al mismo, por lo cual su proyección,
será de tal forma que se diseñaran las secciones de los bancos de capacitores como
secciones conectadas fijamente o como secciones desconectadas con posibilidad de
solamente conectarse cuando sea necesario.
Figura 8: Banco de Capacitores de Potencia Monofásico. [9].
[9] Catalogo de banco de capacitores. Marca ABB.
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CAPÍTULO II
ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO
TRIFÁSICO Y MONOFÁSICO POR
COMPONENTES SIMÉTRICAS Y
ARCO ELÉCTRICO (ARC FLASH)
Página 21
Introducción
Uno de los principales y más conocidos métodos para la solución de circuitos
trifásicos y monofásicos en la Ingeniería Eléctrica es el teorema de componentes
simétricas desarrollado por el Ingeniero Electricista Charles Legeyt Fortescue.
El trabajo de Charles demuestra que un sistema que se encuentra desbalanceado de
enésimo número de fasores relacionados, tiene solución con igual enésimo número
de sistemas de fasores balanceados llamadas componentes simétricas. La
característica que comparten estos fasores es que son de igual magnitud y que los
fasores adyacentes del sistema tienen el mismo ángulo.
Una falla que se presenta en un sistema trifásico balanceado puede traer consigo
tensiones y corrientes desbalanceadas en cada una de las fases del sistema.
El estudio por componentes simétricas se ve afectado directamente por la
configuración que se tenga en las conexiones de las cargas del sistema que esté
bajo análisis, así mismo también se verá influenciado por la componente de corriente
que se tenga en el punto de estudio.
2.1 Componentes simétricas
2.1.1 Fasores asimétricos partiendo de sus componentes simétricas
Para realizar un análisis adecuado es necesario visualizar el sistema en circuitos
equivalentes de secuencia, para poder tomar en cuenta sus influencias por separado
de los elementos a cada componente de la corriente.
Página 22
Existen tres circuitos equivalentes para cada elemento que se tenga implementado
en el sistema trifásico. El organizar los circuitos equivalentes en redes en
concordancia a las conexiones que tenga los elementos del sistema, podremos estar
en la posibilidad de establecer los circuitos y/o arreglos conocidos como redes de
secuencia. El establecimiento de las redes mencionadas anteriormente nos permitirá
estudiar una falla en algún punto determinado del sistema teniendo como resultado la
corriente simétrica y sus respectivas componentes de tensión que al combinarse nos
darán la posibilidad de observar los efectos de la corriente de fallas desbalanceadas
originales.
Hoy en día la ingeniería eléctrica cuenta con el estudio de componentes simétricas
como la herramienta principal para el análisis de fallas tales como: cortocircuito,
herramienta la cual facilita de manera sustantiva los procesos para llegar al resultado
de un sistema complejo.
Partiendo del teorema de Charles Fortescue, dentro de un sistema trifásico sus tres
fasores desbalanceados se pueden descomponer en tres sistemas de fasores
balanceados.
Estos conjuntos balanceados son:
1. “Componentes de secuencia positiva que consisten en tres fasores de igual
magnitud desplazados uno de otro por una fase de 120° y que tienen la misma
secuencia de fase que los fasores originales.
2. Componentes de secuencia negativa
que consisten en tres fasores
iguales en magnitud, desplazados en fase uno de otro en 120°, y que tienen
una secuencia de fases opuesta a la de los fasores originales y.
3. Componentes de secuencia cero que consisten en tres fasores iguales en
magnitud y con un desplazamiento de fase cero uno de otro” [10].
[10] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”, página
392.
Página 23
Se acostumbra designar a las fases del sistema de la forma ABC tanto para los
fasores de corriente como de tensión.
Para identificar cada una de las redes de secuencia es preciso usar los subíndices 1
para la red de secuencia positiva, 2 para la red de secuencia negativa y 0 para la red
de secuencia cero. En la figura 9 se muestra las componentes de secuencia positiva,
negativa y cero de los fasores de tensión.
(1)
𝑉𝑎
(2)
𝑉𝑎
(1)
𝑉𝑐
(0)
𝑉𝑎
(2)
𝑉𝑏
(0)
𝑉𝑏
(0)
𝑉𝑐
(2)
𝑉𝑐
(1)
𝑉𝑏
Figura 9: Tres fasores balanceados que son las componentes simétricas de tres fasores
desbalanceados. [11].
Para obtener a los fasores desbalanceados originales solo debemos sumar cada una
de sus componentes de manera algebraica.
A continuación se muestran en términos de sus componentes a los fasores:
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎(0) + 𝑉𝑎(1) +𝑉𝑎(2) …………………………………..1)
𝑉𝑏 = 𝑉𝑏 (0) + 𝑉𝑏 (1) + 𝑉𝑏 (2) …………………...…………….2)
𝑉𝑐 = 𝑉𝑐 (0) + 𝑉𝑐 (1) + 𝑉𝑐 (2) …………………………………..3)
La
representación fasorial de los
tres
fasores
desbalanceados del sistema
eléctrico, de los tres conjuntos de componentes simétricas de la figura 10, se
ilustran como se indica en la figura 10.
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 24
Las grandes ventajas que representan el uso de la herramienta de las componentes
simétricas se verá palpable en medida que se analicen las componentes asimétricas
del sistema ya que de otra manera entonces estaríamos hablando que nuestro
sistema solo cuenta con componentes simétricas.
El principal fin que tiene por objeto el estudio por componentes simétricas es llegar a
encontrar las componentes simétricas de la corriente de falla en un punto de tal
manera que es posible determinar que los valores de corriente y tensión en varios
puntos del sistema bajo análisis podrán ser determinados bajo la consideración de la
matriz de impedancias de barras dicho método es simple de aplicar y nos llevara
determinar valores muy similares al comportamiento que tendrá el sistema bajo falla.
2.1.2 Fasores asimétricos y sus componentes simétricas
“En la figura 9 se observa la síntesis de tres fasores asimétricos a partir de tres
conjuntos de fasores simétricos. La síntesis se hace a partir de las ecuaciones (1) a
(3). Ahora se examinarán estas mismas ecuaciones para determinar cómo
descomponer tres fasores asimétricos en sus componentes simétricas.
Primero, se observa que el número de cantidades desconocidas se puede
reducir al expresar cada componente de Vb y Vc, como el producto de la
componente de Va y alguna función del operador a = 1 ∠ 120° que se introdujo
en el capítulo l. Se toma como referencia la figura 10, y se verifican las siguientes
relaciones:” [12].
𝑉𝑏 (1) = 𝑎2 𝑉𝑎(1) ………………………………………4a)
𝑉𝑐 (1) = 𝑎𝑉𝑎(1) ………………………………...……..4b)
𝑉𝑏 (2) = 𝑎𝑉𝑎(2) ………………………………………...4c)
𝑉𝑐 (2) = 𝑎2 𝑉𝑎(2) ……………………………………….4d)
[12] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”, página
393.
Página 25
(0)
𝑉𝑎
(2)
𝑉𝑎
𝑉𝑎
(1)
𝑉𝑐
(2)
(1)
𝑉𝑐
𝑉𝑎
𝑉𝑐
(0)
𝑉𝑐
(1)
𝑉𝑏
𝑉𝑏
(2)
(0)
𝑉𝑏
𝑉𝑏
Figura 10: Suma grafica de los fasores mostrados en la figura 10, para obtener tres fasores
desbalanceados. [11].
Repitiendo la ecuación (1) y sustituyendo las ecuaciones (4) en las (2) y (3), se llega
a:
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎(0) + 𝑉𝑎(1) + 𝑉𝑎(2) ………………………………….5)
𝑉𝑏 = 𝑉𝑎(0) + 𝑎2 𝑉𝑎(1) + 𝑎𝑉𝑎(2) ……………………………....6)
𝑉𝑐 = 𝑉𝑎(0) + 𝑎𝑉𝑎(1) + 𝑎2 𝑉𝑎(2) ………………………………7)
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 26
También lo podemos ver en su representación matricial,
𝑉𝑎
1
𝑉
[ 𝑏 ] = [1
𝑉𝑐
1
(0)
(0)
𝑉𝑎
1 𝑉𝑎
(1)
𝑎 ] [𝑉𝑎 ] = 𝐴 [𝑉𝑎(1) ] …………………..…..8)
(2)
𝑎2 𝑉 (2)
𝑉
1
𝑎2
𝑎
𝑎
𝑎
Donde, se obtiene
1
𝐴 = [1
1
1
𝑎2
𝑎
1
𝑎 ] ……..………………………….….9)
𝑎2
1 1
= [1 𝑎
3
1 𝑎2
1
𝑎2 ] …………………………..……....10)
𝑎
Entonces:
−1
𝐴
1
Multiplicando ambos lados de la ecuación (11.8) por A- 1, obtenemos que:
(0)
𝑉𝑎
1
1
[𝑉𝑎(1) ] = 3 [1
(2)
1
𝑉
𝑎
1
𝑎
𝑎2
𝑉𝑎
1 𝑉𝑎
𝑎2 ] [𝑉𝑏 ] = 𝐴−1 [𝑉𝑏 ] ……………..……..11)
𝑉𝑐
𝑎 𝑉𝑐
Que muestra cómo descomponer tres fasores asimétricos en sus componentes
simétricas.
Estas relaciones son tan importantes que se escribirán en ecuaciones separadas y
expandidas, en la forma:
1
𝑉𝑎(0) = (𝑉𝑎 + 𝑉𝑏 + 𝑉𝑐) …………………………………..12)
3
1
𝑉𝑎(1) = (𝑉𝑎 + 𝑎𝑉𝑏 + 𝑎2 𝑉𝑐) ……………………………....13)
3
1
𝑉𝑎(1) = (𝑉𝑎 + 𝑎2 𝑉𝑏 + 𝑎𝑉𝑐) ……………………………....14)
3
Página 27
Así mismo el método nos permite encontrar las componentes Vb0, Vb2, Vb1, Vc0, Vc1,
Vc2 con ayuda de las ecuaciones (4). De igual manera dicho método podrá aplicarse
para encontrar las componentes de tensión de línea a línea, por lo que Va, Vb y Vc
reemplazara a las tensiones Vab, Vbc y Vca respectivamente.
En la ecuación 12 se observa que no hay componentes de secuencia cero si la suma
de los fasores desbalanceados es cero. La suma de los fasores de tensión línea a
línea en un sistema trifásico será igual a cero teniendo así que las componentes de
secuencia cero no estarán presentes en las tensiones de línea, esto sin importar que
tan desbalanceado este el sistema en análisis, sin embargo es importante mencionar
que la suma de los tres fasores de tensión línea a neutro no necesariamente tendrá
que ser cero, ya que las tensiones línea a neutro pueden llegar a presentar
componentes de secuencia cero.
Cada una de las ecuaciones mostradas anteriormente son aplicables tanto para un
análisis de corriente, como para un análisis de tensiones en el sistema y la resolución
de estas es posible llevarse a cabo de manera gráfica y analítica por lo que se
muestran a continuación las siguientes ecuaciones.
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎(0) + 𝐼𝑎(1) + 𝐼𝑎(2) ………………………….15a)
𝐼𝑏 = 𝐼𝑎(0) + 𝑎2 𝐼𝑎(1) + 𝑎𝐼𝑎(2) ………………………15b)
𝐼𝑐 = 𝐼𝑎(0) + 𝑎𝐼𝑎(1) + 𝑎2 𝐼𝑎(2) ……………………….15c)
1
𝐼𝑎(0) = (𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐) …………………………….15d)
3
Página 28
2.1.3 Conexiones simétricas en Y y
∆
Para los circuitos con configuración delta y estrella, la conexión entre las líneas será
de la forma abc para un sistema trifásico la figura 11 nos ayuda a ilustrar las
componentes de tensión y corriente a partir de las impedancias simétricas
conectadas en delta y estrella.
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎𝑏 − 𝐼𝑐𝑎 ……………………………........16a)
𝐼𝑏 = 𝐼𝑏𝑐 − 𝐼𝑎𝑏 ……………..............................16b)
𝐼𝑐 = 𝐼𝑐𝑎 − 𝐼𝑏𝑐…………………………………..16c)
𝐼𝑎
𝐼𝑎
𝑍∆
𝑉𝑎𝑏
𝑉𝑐𝑎
𝑍∆
𝑉𝑎𝑏
𝑉𝑐𝑎
𝐼𝑏
𝑉𝑏𝑐
𝐼𝑐
𝑍∆
𝐼𝑏
𝑉𝑏𝑐
𝑉𝑎𝑛
𝑍𝑌
𝑍𝑌
𝑍𝑌
𝐼𝑐
Figura 11: Impedancias simétricas a) conectadas en delta; b) conectadas en estrella. [11].
En la conexión delta las corrientes de red de secuencia cero no existen debido a la
ausencia del neutro, es decir: 𝐼𝑎0 =
𝐼𝑎+𝐼𝑏+𝐼𝑐
3
= 0 por lo cual se sustituye en la
ecuación para la corriente Ia y se obtiene lo siguiente.
𝐼𝑎(1) + 𝐼𝑎(2) = (𝐼𝑎𝑏(0) + 𝐼𝑎𝑏(1) + 𝐼𝑎𝑏 (2) ) − (𝐼𝑐𝑎(0) + 𝐼𝑐𝑎(1) + 𝐼𝑐𝑎(2) )
= (𝐼𝑎𝑏 (1) − 𝐼𝑐𝑎(1) ) + (𝐼𝑎𝑏 (1) − 𝐼𝑐𝑎(1) ) + (𝐼𝑎𝑏 (2) − 𝐼𝑐𝑎(2) ) ………….17)
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 29
Claramente si en el circuito delta se tiene un valor diferente de cero para la corriente
Iab0, esta no puede calcularse solamente a partir de corriente de línea. Si se toma
𝐼𝑐𝑎1 = 𝑎𝐼𝑎𝑏1 y que 𝐼𝑐𝑎2 = 𝑎2 𝐼𝑎𝑏2 , la ecuación 17 se escribe como sigue:
𝐼𝑎(1) + 𝐼𝑎(2) = (1 − 𝑎)𝐼𝑎𝑏 (1) + (1 − 𝑎2 )𝐼𝑎𝑏 (2)
Una ecuación que aplica la fase B es:
𝐼𝑏 (1) + 𝐼𝑏 (2) = (1 − 𝑎)𝐼𝑏𝑐 (1) + (1 − 𝑎2 )𝐼𝑏𝑐 (2) …………..……18)
Y al expresar Ib1, Ib2, Ibc1 e Ibc2, en términos de Ia1, Ia2, Iab1 e Iab2, se obtiene como
resultado.
𝐼𝑎(1) = √3∡ − 30° ∗ 𝐼𝑎𝑏(1)
𝐼𝑎(2) = √3∡30° ∗ 𝐼𝑎𝑏 (2) …………………..…………19)
Lo anterior nos ayudara a igualar a los valores de corriente en la misma secuencia,
de esta forma en la figura 12 se muestran los diagramas completos de forma fasorial
de las secuencias positiva y negativa.
(1)
𝐼𝑐
(2)
𝐼𝑏
(2)
(2)
𝐼𝑏𝑐
𝐼𝑎
(1)
𝐼𝑐𝑎
(2)
𝐼𝑎𝑏
(1)
𝐼𝑎𝑏
(2)
(1)
𝐼𝑏
𝐼𝑐𝑎
(1)
𝐼𝑏𝑐
(1)
𝐼𝑎
(2)
𝐼𝑐
Figura 12: Componentes de secuencia de corriente de línea y delta. [11].
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 30
𝑉𝑎𝑏 = 𝑉𝑎𝑛 − 𝑉𝑏𝑛 ……….................................20a)
𝑉𝑏𝑐 = 𝑉𝑏𝑛 − 𝑉𝑐𝑛 …………………………........20b)
𝑉𝑐𝑎 = 𝑉𝑐𝑛 − 𝑉𝑎𝑛 …………………………........20c)
En la conexión delta las tensiones de red de secuencia cero no existen debido a la
ausencia del neutro, es decir: 𝑉𝑎0 =
𝑉𝑎+𝑉𝑏+𝑉𝑐
3
= 0 por lo cual se sustituye en la
ecuación para la corriente Vab y se obtiene lo siguiente.
𝑉𝑎𝑏 (1) + 𝑉𝑎𝑏(2) = (𝑉𝑎𝑛(0) + 𝑉𝑎𝑛(1) + 𝑉𝑎𝑛(2) ) − (𝑉𝑏𝑛(0) + 𝑉𝑏𝑛(1) + 𝑉𝑏𝑛(2) )
= (𝑉𝑎𝑛(0) − 𝑉𝑏𝑛(0) ) + (𝑉𝑎𝑛(1) − 𝑉𝑏𝑛(1) ) + (𝑉𝑎𝑛(2) − 𝑉𝑏𝑛(2) ) ………….21)
Claramente si en el circuito delta se tiene un valor diferente de cero para la tensión
Van0, esta no puede calcularse solamente a partir de las tensiones de línea. Si se
toma 𝑉𝑐𝑎1 = 𝑎𝑉𝑎𝑏1 y que 𝑉𝑐𝑎2 = 𝑎2 𝑉𝑎𝑏2 , lo cual se escribe como sigue:
𝑉𝑎𝑏 (1) = +𝐼𝑎(2) = (1 − 𝑎2 )𝑉𝑎𝑛(1) = √3∡30° ∗ 𝑉𝑎𝑛(1)
𝑉𝑎𝑏 (2) = +𝐼𝑎(2) = (1 − 𝑎)𝑉𝑎𝑛(2) = √3∡ − 30° ∗ 𝑉𝑎𝑛(2) ………………22)
Lo anterior nos ayudara a igualar a los valores de corriente en la misma secuencia,
de esta forma en la figura 13 se muestran los diagramas completos de forma fasorial
de las secuencias positiva y negativa.
Página 31
(1)
𝑉𝑎𝑏
(1)
𝑉𝑎𝑛
(1)
𝑉𝑐𝑎
(1)
𝑉𝑐𝑛
(2)
(2)
(1)
𝑉𝑏𝑛
𝑉𝑏𝑐
𝑉𝑐𝑛
(2)
𝑉𝑐𝑎
(1)
𝑉𝑏𝑐
(2)
𝑉𝑏𝑛
(2)
𝑉𝑎𝑛
(2)
𝑉𝑎𝑏
Figura 13: Componentes de secuencia de tensiones línea a línea y línea a neutro de un sistema
trifásico. [11].
Para las cantidades en secuencia tanto positiva y negativa teniendo un circuito delta
en el cual no haya acoplamientos se tiene la siguiente ecuación.
𝑉𝑎𝑏(1)
𝐼𝑎𝑏(1)
= 𝑍∆ =
𝑉𝑎𝑏(2)
𝐼𝑎𝑏(2)
…………………………..…..23)
Sustituyendo los valores de las ecuaciones 19 y 22 se tienen:
√3𝑉𝑎𝑛(1) ∡30°
√3𝑉𝑎𝑛(2) ∡ − 30°
= 𝑍∆ =
𝐼𝑎(1)
𝐼𝑎(2)
∡30°
∡ − 30°
√3
√3
𝑉𝑎𝑛(1)
𝐼𝑎(1)
=
𝑍∆
3
=
𝑉𝑎𝑛(2)
𝐼𝑎(2)
………………………….24
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 32
𝐼𝑎
𝑉𝑐𝑎
𝑉𝑎𝑏
𝑉𝑏𝑐
𝐼𝑎
𝑍∆
𝐼𝑏
𝐼𝑐
𝑍𝑌 𝑍
𝑌
𝑍∆
𝑉𝑐𝑎
𝑉𝑎𝑏
𝐼𝑏
𝑍𝑌
𝑍∆
𝑍𝑌
𝑉𝑏𝑐
𝑉𝑎𝑛
𝑍𝑌
𝑉𝑛
𝑍𝑌
𝐼𝑐
Figura 14: a) Impedancias simétricas conectadas en ∆ y sus equivalentes conectados en Y
relacionados a través de Zv = Z11/3; b) Impedancias conectadas en Y con conexión del neutro a
tierra. [11].
Las impedancias conectadas en delta serán igual a dividir el valor de las impedancias
conectadas en estrella entre 3, lo anterior aplicable a secuencias positiva y negativa.
2.1.4 La potencia trifásica con respecto a componentes simétricas
Se sabe que al tener los valores de las componentes de tensión y corriente de un
sistema eléctrico trifásico el cálculo para determinar el valor de la potencia es de
forma directa, por ende, es preciso decir que el cálculo de la potencia total compleja
resulta ser la aplicación más práctica de las matrices de componentes simétricas,
teniendo así lo siguiente:
𝑆3𝜑 = 𝑃 + 𝑗𝑄 = 𝑉𝑎 𝐼𝑎∗ +𝑉𝑏 𝐼𝑏∗ + 𝑉𝑐 𝐼𝑐∗ …………………………25)
Es preciso indicar que en el sistema bajo análisis puede existir o no una conexión al
neutro sin embargo, si hay una impedancia dentro de la conexión del neutro a tierra
las tensiones Va, Vb y Vc, se deben tomar ahora como tensiones desde la línea a
tierra y no al neutro, para dejar claro lo anterior podemos usar una notación matricial:
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 33
𝑆3∅ = [𝑉𝑎
𝐼𝑎 ∗
𝑉𝑎 𝑇 𝐼𝑎 ∗
𝑉𝑐 ] [𝐼𝑏 ] = [𝑉𝑏 ] [𝐼𝑏 ] ……….…….……..26)
𝐼𝑐
𝑉𝑐
𝐼𝑐
𝑉𝑏
Para las siguientes ecuaciones retomamos lo establecido en la ecuación 8 para las
componentes de tensión y corriente, resultando así:
𝑆3𝜑 = [𝐴𝑉012 ]𝑇 [𝐴𝐼012 ]∗ ……………………..…….27)
(0)
(0)
𝑉𝑎
𝑉012 = [𝑉𝑎(1) ]
𝐼𝑎
𝑦
(2)
𝐼012 = [𝐼𝑎(1) ] ………………….……….28)
(2)
𝑉𝑎
𝐼𝑎
Teniendo para ello que AT=A y que a y a2 son conjugado, podemos obtener el cálculo
de la potencia total compleja trifásica por medio de las componentes simétricas de
tensión y corriente de un circuito desbalanceado trifásico de lo cual se tiene:
𝑆3∅ = [𝑉𝑎(0)
(1)
𝑉𝑎
1
(2)
𝑉𝑎 ] [[1
1
1
𝑎2
𝑎
1
𝐴𝑇 𝐴∗ = 3 [0
0
1
1
𝑎 ]] [[1
𝑎2
1
0
1
0
1
𝑎
𝑎2
(0)
𝐼𝑎
1
𝑎2 ]] [𝐼𝑎(1) ] ……………29)
(2)
𝑎
𝐼
𝑎
0
0]
1
(0)
𝑆3∅ = 3[𝑉𝑎(0)
(1)
𝑉𝑎
𝐼𝑎
(2)
(1)
𝑉𝑎 ] [𝐼𝑎 ] ………………………30)
(2)
𝐼𝑎
Página 34
2.1.5 Circuitos de secuencia de impedancias en Y y
∆
en
conexiones trifásicas
Si se tiene una impedancia en conexión entre el neutro y la tierra en un circuito
conexión estrella, se puede establecer que la corriente del neutro será igual a la
suma de las corrientes de cada una de las fases:
𝐼𝑛 = 𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 …………………………..……..31)
Para las corrientes de línea en circuitos desbalanceados se tienen en términos de
componentes simétricas lo siguiente:
(0)
(1)
(2)
(0)
(1)
(2)
(0)
(1)
(2)
𝐼𝑛 = (𝐼𝑎 + 𝐼𝑎 + 𝐼𝑎 ) + (𝐼𝑏 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑏 ) + (𝐼𝑐 + 𝐼𝑐 + 𝐼𝑐 )
(0)
(0)
(0)
(1)
(1)
(1)
(2)
(2)
(2)
= (𝐼𝑎 +𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 ) + (𝐼𝑎 +𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 ) + (𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 )
(0)
= 3𝐼𝑎
…………………………..…………..32)
Ya que las corrientes en secuencia positiva y negativa en el neutro son iguales a
cero es preciso decir, que tampoco habrá corrientes en las mismas secuencias
desde el punto del neutro a tierra sin importar que valor tenga la impedancia
conectada en el neutro. A partir de lo anterior será importante identificar los valores
de tensión tanto con referencia al neutro, como con referencia a tierra, siempre que
estemos bajo el análisis de un sistema desbalanceado. Así que para la tensión de
fase tenemos que está dada por:
(0)
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎𝑛 + 𝑉𝑛, 𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒 𝑉𝑛 = 3𝐼𝑎 𝑍𝑛
Página 35
Con lo anterior llegamos a determinar que las tensiones a tierra de cada una de las
líneas a, b y c puede expresarse como:
𝑉𝑎
𝑉𝑎𝑛
𝑉𝑛
𝐼𝑎
1
(0)
[𝑉𝑏 ] = [𝑉𝑏𝑛 ] + [𝑉𝑛 ] = 𝑍𝑌 [𝐼𝑏 ] + 3𝐼𝑎 𝑍𝑛 [1] ……….….……..33)
𝑉𝑐
𝑉𝑐𝑛
𝑉𝑛
𝐼𝑐
1
Las tensiones ABC también se pueden representar por sus componentes simétricas:
(0)
(0)
𝑉𝑎
𝐼𝑎
𝑎
𝑎
1
(0)
𝐴 [𝑉𝑎(1) ] = 𝑍𝑌 𝐴 [𝐼𝑎(1) ] + 3𝐼𝑎 𝑍𝑛 [1] ………………..…….34)
(2)
(2)
1
𝑉
𝐼
Dando como resultado tres ecuaciones separadas:
(0)
(0)
(0)
= (𝑍𝑌 + 3𝑍𝑛 )𝐼𝑎 = 𝑍0 𝐼𝑎 …………………….…..35)
𝑉𝑎
(1)
= (𝑍𝑌 )𝐼𝑎 = 𝑍1 𝐼𝑎 …………………….……….36)
(2)
= (𝑍𝑌 )𝐼𝑎 = 𝑍2 𝐼𝑎 ……………………………..37)
𝑉𝑎
𝑉𝑎
(1)
(1)
(2)
(2)
Realizando una combinación entre las ecuaciones 23 y 24 con las ecuaciones 35, 36
y 37, es posibles establecer que los valores de las corrientes de una secuencia dada
nos darán lugar a calcular estrictamente los valores de las tensiones de la misma
secuencia tanto para configuraciones estrella como para delta, lo anterior es una de
las conclusiones más importantes a la que podemos llegar aplicando este método ya
que de este manera es posible dibujar un circuito trifásico en tres circuitos de
secuencia monofásicos de manera simultánea teniendo en cada uno de ellos la
información real del sistema bajo análisis, como se muestra en la figura 14-b:
Página 36
Como se muestra en la figura 15-a se define al circuito ilustrado como red de
secuencia cero ya que relaciona solamente parámetros de corriente, tensión e
impedancia de secuencia cero, teniendo el mismo análisis para la red de secuencia
positiva y negativas ilustradas en las figuras 15-b y 15-c respectivamente.
(0)
𝑎
(0)
𝑉𝑎
𝐼𝑎
𝑍0
𝑍𝑌
3𝑍𝑛
(1)
𝑎
𝑛
𝐼𝑎
(1)
𝑉𝑎
𝑍𝑌
𝑍1
(2)
𝐼𝑎
𝑎
𝑛
(2)
𝑉𝑎
𝑍𝑌
𝑛
𝑍2
Figura 15: Circuitos secuencia cero, positiva y negativa para la figura 15-b. [11].
Para un circuito conectado en delta, tenemos las siguientes ecuaciones para
determinar los valores de la tensión:
𝑉𝑎𝑏 = 𝑍∆𝐼𝑎𝑏 𝑉𝑏𝑐 = 𝑍∆𝐼𝑏𝑐
𝑉𝑐𝑎 = 𝑍∆𝐼𝑐𝑎 …………………38)
Que al sumarlas nos dará el resultado siguiente:
(0)
(0)
𝑉𝑎𝑏 + 𝑉𝑏𝑐 + 𝑉𝑐𝑎 = 3𝑉𝑎𝑏 = 3𝑍∆ 𝐼𝑎𝑏 ………………..….39)
(0)
(0)
𝑉𝑎𝑏 = 𝐼𝑎𝑏 = 0 ………………………….….40)
Es posible determinar que en circuito delta donde no se tengan conectadas fuentes y
acoplamientos será nulo el valor de la corriente circulante dentro del circuito mismo,
sin embargo, pueden llegar a presentarse corrientes de carácter monofásico de
secuencia cero en circuitos de transformadores o generadores. Por otra parte existe
el caso de que llegue a formarse una tensión de secuencia cero en las terminales de
la configuración delta, sin embargo no tiene relevancia puesto que será
contrarrestado por la caída de tensión producida por la impedancia de secuencia
cero de la misma.
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 37
2.1.6 Redes de secuencia
Mediante el desarrollo explicado en los subtemas que preceden a este, se
establecieron los conceptos básicos de la teoría del método de componentes
simétricas, haciendo un recorrido por las principales características con las que
cuenta esta importante herramienta de análisis. En los párrafos anteriores se
indicaron los circuitos de secuencia positiva, negativa y cero y su comportamiento
que tienen los principales elementos que conforman un sistema eléctrico de potencia,
con respecto a la configuración de sus conexiones, que en este caso particular
pueden llegar a ser configuraciones estrella o delta.
En cualquier punto de la red, la tensión originada por la corriente de la secuencia,
dependerá únicamente del valor de la impedancia de la misma secuencia.
Cuando en el estudio se analizan maquinas estáticas dentro de la red, el valor de las
impedancias de secuencia positiva y negativa son consideradas de igual magnitud,
así mismo, lo anterior se puede considerar para el caso particular de máquinas
síncronas en estado subtransitorio.
El valor de la impedancia en secuencia cero, por lo general tomara un valor distinto al
de las impedancias en secuencia positiva y negativa, considerando para el caso
particular de las maquinas estáticas, que los valores de las impedancias en
secuencia positiva, negativa y cero serán de igual magnitud.
La red de secuencia positiva, es la única que cuenta con la presencia de fuentes de
tensión por parte de máquinas rotarias de secuencia positiva.
Cuando se cuenta con la presencia de una conexión física entre el neutro y la tierra
en secuencia cero, podrá establecerse que el valor de la tensión al punto de neutro y
el valor de la tensión al punto de tierra, serán iguales para la secuencia positiva y
negativa.
En los puntos de neutro y tierra, no habrá influencia alguna de las corrientes de
secuencia positiva y negativa.
Página 38
El valor de las impedancias de la conexión física entre el punto de neutro y el punto
de tierra, solo será tomado en cuenta para el estudio de la red de secuencia cero con
un valor igual a tres veces su magnitud original, para el estudio de las redes de
secuencia positiva y negativa, el valor de dicha impedancia no será considerado.
En el caso particular, de contar con transformadores delta-estrella o estrella-delta;
cuando se realice el análisis en el lado de alta tensión en lugar del lado de baja
tensión del mismo, debe considerarse el desfasamiento de 30° en las tensiones y
corrientes producido por dichas conexiones del transformador.
Para todos los puntos del neutro es importante considerar, tener el mismo potencial
para las corrientes de las redes de secuencia positiva y negativa, a partir de ello es
preciso determinar al neutro de un sistema trifásico como el punto lógico de
referencia para la estructuración de las redes de secuencia tanto positiva, como
negativa.
Cuando se tienen un sistema trifásico este puede llegar a operar, como un circuito
monofásico, particularmente en lo referente, a las corrientes de secuencia cero, ya
que estas serán iguales tanto en magnitud y fase en cualquier punto de las fases que
constituyen el sistema.
Ahora bien, para las tensiones de la secuencia cero, la referencia que se tomará será
el potencial de tierra en el punto específico del sistema donde se determine una
tensión en particular, ya que es posible la presencia de corrientes de secuencia cero
hacia el punto de tierra, es importante mencionar que esta no tendrá el mismo
potencial en todos sus puntos teniendo así que dicho nodo de la red de secuencia
cero no lo podríamos tomar como una tierra con potencial uniforme. Así mismo, la
impedancia de tierra siempre estará incluida dentro de la impedancia de secuencia
cero y por consiguiente se tendrá que las tensiones medidas con respecto al nodo de
referencia de la red de secuencia cero, serán de un valor adecuado con respecto a
un punto de tierra ideal.
Página 39
Una falla asimétrica que se presenta en un sistema simétrico se estudia con el fin de
encontrar
las
componentes
simétricas
que
conforman
a
las
corrientes
desbalanceadas que circulan por el sistema en análisis, por lo cual es fundamental
determinar el valor de cada una de las impedancias de secuencia con el fin de
combinarlas para llegar a formar las redes de secuencia, lo anterior llevando a cabo
el análisis de la falla con el método de componentes simétricas.
2.1.7 Circuitos de secuencia cero en transformadores trifásicos en
∆-Y
P
Q
P
Q
P
Barra de tierra
Barra de tierra
a)
P
b)
Q
P
Q
P
P
Q
Q
Barra de tierra
Barra de tierra
c)
Q
P
Q
d)
Página 40
P
P
Q
Q
Barra de tierra
e)
Figura 16: Diagramas de secuencia cero considerando la conexión del transformador. a) Conexión
estrella aterrizada-estrella aterrizada, b) delta-delta, c) estrella aterrizada-estrella sin aterrizar, d)
estrella aterrizada-delta, e) estrella sin aterrizar-delta. [11]
2.2 Introducción al estudio de cortocircuito para sistemas
eléctricos
Los sistemas eléctricos de potencia y en consecuencia en los sistemas industriales
tienen que tener en cuenta para su diseño el hecho imprescindible de alimentar a las
cargas de una forma segura, continua, confiable y altamente eficaz, en mención a lo
anterior es que a los sistemas eléctricos de potencia, se le debe de poner mayor
atención en todo lo relacionado al cálculo de los cortocircuitos y a las consecuencias
de las fallas que estas generan.
El índole de las fallas que se pueden presentar en el sistema bajo estudio pueden
llegar a provocar afectaciones que van desde el hecho de producir interrupciones
temporales, parciales o permanentes del suministro de energía eléctrica a las cargas
del sistema, o bien provocar daños a equipos y personal aledaños a las
instalaciones en donde ocurra el percance de falla.
El principal fin que tiene por objeto cualquier estudio de cortocircuito, se basa en el
hecho de realizar diseños de sistemas en los cuales se enfrente cualquier falla como
sea posible, lo anterior generado a partir de la implementación de los equipos
especializados y de diseños completos y con la aplicación de las técnicas más
modernas de estructuración y mantenimiento.
[11] GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de Potencia”
Página 41
No obstante es posible que se origine la presencia de algún evento de falla por
alguna causa externa tales como:
1) Condiciones de operación inapropiadas.
2) Deterioro prematuro e inminente de los materiales aislantes por sobrecargas
permanentes y malas condiciones de operatividad.
3) Actos de vandalismo y daño a los equipos de protección.
4) Descargas atmosféricas.
El estudio de cortocircuito para fines como lo son el diseño, construcción y operación
de un sistema eléctrico de potencia siempre deberá perseguir los objetivos básicos
siguientes:
1) Determinar los valores de los niveles requeridos en las especificaciones
técnicas de los equipos tales como son: la capacidad interruptiva, niveles de
aislamiento eléctrico y térmico.
2) Determinar los valores de sobrecorrientes para realizar el diseño del sistema
de tierras.
3) Con base a los resultados obtenidos en el estudio de cortocircuito, se tendrán
los conocimientos adecuados para ajustar y coordinar la operación de los
dispositivos de protección.
4) A partir de los valores mínimos de corriente de cortocircuito calculados en
cualquier estudio de cortocircuito permitirá establecer la sensibilidad adecuada
para los relevadores de protección.
Página 42
2.3 Teoría de las fallas trifásicas y monofásicas
2.3.1 Falla trifásica
Mediante el análisis de fallas el objetivo primordial al que se busca llegar es
determinar las expresiones que nos ayuden a efectuar el cálculo de las corrientes de
cortocircuito en algún punto seleccionado del sistema, para el caso particular de la
falla trifásica las varillas de tierra hipotéticas están conectadas de una forma tal que
se establezca a la falla trifásica, como una falla de tipo sólida.
Las fallas trifásicas solidas nos permiten establecer la condición bajo la cual los tres
conductores de fase se unen de manera física con una impedancia entre ellos de
valor nulo, tal y como se atornillarán físicamente las tres fases en el mismo punto.
Al establecerlos dentro del contexto de un análisis de cortocircuito a un sistema
industrial la falla de cortocircuito trifásica es a la única que se le considera ya que en
ella se representaran los valores de falla más altos permisibles para nuestro sistema
bajo análisis, así mismo al realizar los procedimientos de cálculo pertinentes veremos
que resultan más simplificados los cálculos desarrollados asumiendo condiciones de
falla trifásica.
La metodología de estudio adecuada para llevar a cabo la determinación de los
valores de corriente de cortocircuito en una falla trifásica es las denominadas
componentes simétricas de la cual se dio en el subcapítulo 2.1, una explicación
detallada de la misma.
Página 43
2.3.2 Falla monofásica
Para una falla monofásica se parte de que esta se presenta dentro de un sistema
trifásico, teniendo para ello que considerar a las otras dos fases restantes del
sistema, como fases en vacío bajo las cuales se tienen las condiciones siguientes: si
la falla se presenta en la fase A la tensión de esta será igual a cero mientras tanto las
corrientes en las fases B y C tomará el valor de cero.
Cuando nos encontramos bajo la situación en la cual nuestro sistema analizado
cuenta con el neutro sólidamente conectado a tierra, la falla solida de fase a tierra
tendrá una magnitud similar o ligeramente menor que el valor presentado por la falla
solida trifásica, siempre y cuando se considere que el neutro no se encuentre
aterrizado mediante elementos los cuales tengan como características constitutivas
un valor alto de impedancia generando con ello que el valor de la corriente sea
significativamente menor.
Para los sistemas eléctricos concernientes a la Comisión Federal de Electricidad el
valor que toma la corriente de cortocircuito en una falla de fase a tierra es muy
variante, ya que esta puede establecerse desde valores relativamente menores hasta
valores del orden del ciento veinticinco por ciento del valor que se llega a obtener de
una falla del orden trifásico. La posibilidad de que en un sistema eléctrico industrial
se presente una corriente falla de fase a tierra mayor que la presentada en un falla
trifásica es de extrema rareza, sin embargo al existir fallas del tipo francas más
específicamente en las inmediaciones de los devanados en estrella con la
característica de tener a su neutro sólidamente aterrizado, el valor de la falla de fase
a tierra será mayor que el valor presentado de la falla trifásica, la situación anterior la
podemos establecer en equipos tales como generadores o transformadores en
conexiones delta estrella.
Página 44
2.4 Metodología para la preparación de un sistema eléctrico para el
estudio de cortocircuito
Lo primero que se debe considerar para hacer el estudio de cortocircuito a un
sistema eléctrico dado es que los valores de las impedancias de los equipos
establecidos en el diagrama unifilar deben estar representados en cantidades en por
unidad. Para lo mencionado anteriormente el procedimiento que se lleva a cabo es
de paso a paso bajo el cual se determinan las bases de tensión y potencia, con
respecto a lo establecido en la norma IEEE Std 141, bajo las cuales se referirá el
sistema. Teniendo lo anterior, comenzamos con desarrollar los pasos siguientes:
1) Se prepara el diagrama unifilar del sistema donde se realizara el estudio de
cortocircuito que contenga las características de los equipos y la forma en que
se encuentran conectados los generadores, transformadores, motores, etc.
2) Se estructura el diagrama de impedancias el cual se basará en el diagrama
unifilar
explicado
en
el
punto
anterior.
Dicho
diagrama
se
realiza
reemplazando para cada elemento del sistema bajo estudio el valor de su
impedancia sin realizar cambio alguno a la interconexión de cada elemento
dentro del sistema.
3) Se selecciona la potencia y tensión base de acuerdo a la norma IEEE Std 141
las cuales pueden ser 1 MVA, 10 MVA o 100 MVA. Las compañías eléctricas
del mundo utilizan la potencia base de 100 MVA, sin importar que sea para
niveles de media tensión o alta tensión, por lo que se recomienda se utilice
esta misma base para estar acorde con la compañía suministradora de
energía eléctrica.
4) Se dibujan los diagramas de secuencia positiva, negativa y cero.
5) Encontrar los equivalentes de Thévenin de las secuencias positiva, negativa y
cero.
6) Se calcula la corriente de cortocircuito en la(s) fase(s) fallada(s) de acuerdo a
las expresiones para dicho cálculo.
Página 45
2.5 Conceptos básicos para la ejecución de un estudio de
cortocircuito
Uno de los principales fenómenos que se provocan al presentarse corrientes de
cortocircuito, es que estas introducirán grandes cantidades de energía calorífica
destructiva para las propiedades de aislamiento de los materiales de los equipos de
cualquier sistema industrial, así mismo dichas corrientes son responsables de
introducir una gran fuerza magnética dentro del sistema eléctrico donde se presente.
Al ejecutar los cálculos pertinentes de un estudio de cortocircuito, se debe asegurar
que los alcances de los equipos de protección contra cortocircuito sean los más
precisos y adecuados para que solventen cualquier evento de falla que se presente
dentro del sistema bajo análisis.
2.5.1 Fuentes de origen cortocircuito
Las corrientes que se presentan durante una situación crítica de falla son
provenientes principalmente de dos fuentes, las maquinas rotatorias de inducción y
las maquinas rotatorias síncronas, ejemplos de máquinas rotatorias que se tienen en
un sistema eléctrico industrial son los generadores, motores o condensadores
síncronos.
Es importante mencionar que cada máquina rotatoria suministra una corriente la cual
se limita por la propia impedancia de la máquina y el valor de la impedancia que
existe entre el punto de falla y la fuente, por lo cual se podría decir que estas fuentes
siempre ofrecerán un valor de reactancia variable con respecto al flujo de la
corriente.
La metodología de estudio de cortocircuito que se aplica para el análisis de los
sistemas eléctricos de potencia, en realidad no difieren en lo básico a la metodología
aplicada para el mismo tipo de estudio pero en sistemas eléctricos industriales, mas
sin embargo si es posible llegar a tener una clasificación general de los elementos
que pueden llegar a producir una corriente de cortocircuito dentro de un sistema
industrial, para lo cual tenemos lo siguiente:
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A) La red de suministro de energía eléctrica por parte de la empresa
suministradora al punto de conexión de la instalación industrial analizada.
B) Motores de inducción.
C) Motores síncronos.
D) Los generadores síncronos.
2.5.1.1 La red de suministro de energía eléctrica por parte de la
empresa suministradora al punto de conexión de la instalación
industrial analizada
La Comisión Federal de Electricidad es la compañía suministradora encargada de
abastecer la energía eléctrica en un punto de conexión eléctrico específico. Para que
la CFE pueda cumplir con la demanda de energía eléctrica del sector industrial esta
lo hace mediante la interconexión del Sistema Eléctrico Nacional, el cual se conforma
de centrales generadoras, subestaciones, líneas de trasmisión y distribución.
En un sistema eléctrico convencional la presencia de un valor de corriente de
cortocircuito elevado no afecta directamente al mismo, sino que este tiende a ser un
incremento más de carga en el sistema.
Antes de realizar cualquier cálculo es preciso contar con los valores exactos
presentes y futuros de cortocircuito, o bien la impedancia de la fuente en su
representación compleja 𝑅 + 𝑗𝑋 en el punto de conexión con CFE.
2.5.1.2 Motores de inducción
Los dos motores de inducción que contribuyen a una falla son: el motor de inducción
jaula de ardilla y el motor de inducción de rotor devanado.
Cuando se presenta una falla en el sistema el motor de inducción jaula de ardilla
aporta una corriente de falla la cual se origina por la inercia misma del motor debido
a la presencia de un flujo de campo que se presenta dentro del estator del motor.
Página 47
Debido a que durante la falla no se mantiene la excitación del campo la corriente de
falla que presenta el motor de inducción se reduce trágicamente, es decir de forma
exponencial y esta desaparece aproximadamente después de 3 a 4 ciclos
presentada la falla. Por lo anterior a los motores de inducción se les es asignado un
valor de reactancia subtransitoria X”d tomando un valor similar a la reactancia de
rotor bloqueado por lo que el valor de corriente debe ser el mismo al valor de
corriente de arranque a tensión plena.
En un sistema eléctrico industrial es muy común encontrar motores de inducción de
rotor devanado con sus anillos del rotor propio en cortocircuito lo cual se ha visto
generan una contribución a un evento de falla de la misma forma y tipo que la
contribución por lo motores del tipo jaula de ardilla. En varios casos cuando se trata
de motores de rotor devanado de varias dimensiones estos son operados mediante
la adaptación de resistencias externas a los circuitos del rotor lo que hace que se
tenga una característica especial en este tipo de motores, la cual consiste en tener lo
suficientemente bajas las constantes de tiempo de cortocircuito, y por ende
establecer que la contribución de corriente de cortocircuito al evento de falla puede
llegar a ser insignificativa y con ello ignorarse.
Lo mencionando anteriormente no nos exime de que se debe de considerar un
proceso de investigación especial para este tipo de equipo y con ello determinar con
mayor certeza en que momento es pertinente tomar en cuenta el valor de la
contribución este tipo de motores a la corriente de cortocircuito.
Página 48
2.5.1.3 Motores síncronos
Un motor síncrono necesita para operar de un alimentador en corriente alterna en la
parte del estator y un alimentador en corriente directa en la parte denominada como
rotor, de lo cual considerando las características mencionadas anteriormente se sabe
que al ocurrir un evento de cortocircuito dentro del sistema de alimentación en
corriente alterna, este tenderá a disminuir, sin embargo, el rotor seguirá girando por
el momento de inercia que tiene y con ello haciendo que el campo magnético
formado con la corriente continua siga cortando al devanado del estator y por ello
establecer que en ese momento el motor síncrono, se comportara como un
generador síncrono.
2.5.1.4 Generador síncronos
Dentro de la estructura de un sistema eléctrico industrial, es muy raro encontrar
equipos como lo son los generadores, sin embargo en sectores industriales
especiales tales como el automotriz, siderúrgico, petrolero y cementero la potencia
eléctrica que demandan los mismos hacen que dichas industrias instalen equipos
propios de generación; generando una situación en la cual dichos sistemas
industriales darán una aportación significativa a la corriente de cortocircuito.
1) La forma por la cual los generadores realizan una aportación considerable de
corriente de cortocircuito ante una falla es de manera natural y se basa en una
parte del principio de funcionamiento de dichos equipos, a partir de lo cual se
puede establecer lo siguiente: ante una condición de operación normal; la
aportación de cortocircuito se originará en una corriente de excitación, esta
recorre el conductor del rotor que se encuentra bajo un movimiento relativo
con respecto a la parte fija del generador (estator) y que inducen en este una
tensión.
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2) Al tenerse una situación de cortocircuito en las terminales del generador
síncrono el valor de la corriente de cortocircuito comenzará con una dimensión
alta, y esta ira decayendo de manera exponencial hasta llegar a un valor de
estado estable al paso de un tiempo transcurrido desde el inicio del evento de
falla, al tener un generador síncrono con su rotación continua y excitando a su
campo de manera externa, el valor de la corriente de cortocircuito en la fase
de estado estable se mantendrá hasta que no pase una situación bajo la cual
se interrumpa la misma.
2.6 Flameo por arco eléctrico
2.6.1 Introducción a los riesgos por el arco eléctrico
El flameo por arco eléctrico, es provocado por una falla de cortocircuito el cual tiene
como medio de propagación el aire y puede ser tan severa que como efecto produce
plasma de alta temperatura, ondas de choques de alta presión, gases tóxicos y
partículas de explosión; esto provoca una liberación de energía radiante
concentrada, la cual puede causar quemaduras graves al personal laboral que no
emplee el equipo de seguridad apropiado, además puede dañar a los equipos
eléctricos y a las instalaciones de los sistemas eléctricos industriales.
Los accidentes por flameo por arco eléctrico tienen un probabilidad estadísticamente
baja de ocurrencia, sin embargo, si estos llegan a darse, sus consecuencias pueden
ser muy riesgosas para los trabajadores y costosos para los equipos eléctricos.
Existen dos normas que calculan para cuantificar el fenómeno del arco eléctrico, el
cual tiene como objetivo fundamental lo siguiente:
Página 50
a) Determinar la exposición de los trabajadores a la energía incidente provocada
por el arco eléctrico.
b) Minimizar los riesgos provocados por la energía del arco eléctrico a los
trabajadores, como pueden ser: las quemaduras.
c) Capacitar a los trabajadores para que conozcan y puedan emplear
herramientas de trabajo adecuadas para evitar este fenómeno, además del
equipo de seguridad apropiado, así como la vestimenta adecuada.
d) Utilizar etiquetas de advertencia para que se conozca que la zona en cuestión
es un área de riesgo.
e) Analizar y mitigar el riesgo mediante factores como: la coordinación de
protecciones.
Las normas que se emplean para el cálculo de la energía por arco eléctrico son:
1) Norma americana NFPA 70E-2012.
2) Norma americana IEEE Std 1584-2002.
2.6.2 Factores que ocasionan el fenómeno de flameo por arco
eléctrico en los sistemas industriales
En los aislamientos autorrecuperables de tipo extruido, como los de polietileno de
cadena cruzada de los cables de energía, se puede presentar el fenómeno de
arborescencia, que se inicia con pequeñas descargas de una cavidad, la cual se
agranda sobre un periodo de tiempo y el patrón de descarga se parece a ramas de
arborescencia.
Otra factor a considerar son los arrastres de carbonización presentados en los
aislamientos solidos por descargas superficiales, las cuales se presentan debido a la
presencia de abrasión, irregularidades, contaminación, y humedad, la cual puede
ocasionar la formación de los arcos eléctricos de fase a tierra.
Página 51
El envejecimiento de los aislamientos también puede provocar arcos eléctricos de
fase a tierra, este envejecimiento es producido por el deterioro de las propiedades de
los aislamientos con el tiempo, la temperatura, la humedad y los contaminantes.
La presencia de corrosión en algunas partes de los equipos eléctricos es un factor
importante de considerar, ya que en la mayoría de los casos, la corrosión propicia la
aparición de impurezas en las superficies aislantes, también provoca el
debilitamiento de los puntos de conexión, teniendo a la postre, aumentos de
resistencia en los equipos y la propagación de calor en los contactos y generación de
chispas eléctricas, las cuales son formas del arco eléctrico.
Los contactos del personal operativo de la planta con partes energizadas, también es
válido a considerar como un factor importante que puede llegar a ocasionar el flameo
por arco eléctrico, lo anterior debido a factores humanos, provocan chispas
eléctricas, así como el manejo inadecuado de herramientas como la caída de estos,
pueden provocar fallas de cortocircuito y arcos eléctricos.
La calidad de trabajo deficiente o el daño en los materiales aislantes, pueden
ocasionar sobretensiones transitorias a través de las distancias en aire reducidas, lo
cual a la postre genera chispas eléctricas por la presencia de las sobretensiones y
por ende el arco eléctrico a tierra.
2.6.3 Naturaleza física del fenómeno de flameo por arco eléctrico en
los sistemas industriales
El rompimientos del dieléctrico de los equipos eléctricos producen temperaturas muy
elevadas del orden de 35000 °F o 19426.7 °C, lo cual representa cuatro veces la
temperatura del equipos eléctrico si se hallase en la superficie del sol.
Las explosiones con fuertes presiones de aire son originadas por las altas
temperaturas del arco eléctrico.
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Las altas temperaturas producidas por los arcos eléctricos ocasionan vaporización en
los equipos eléctricos ocasionando fenómenos de dilatación.
En sistemas de baja tensión ocurren arcos eléctricos de 3 a 4 pulgadas de longitud,
los cuales pueden permanecer por largos periodos de tiempo. Factores como la
tensión, la magnitud de la corriente de falla de cortocircuito y del tiempo de duración
de la falla son factores que afectan la energía producida por el arco eléctrico.
Si se producen arcos eléctricos en gabinetes, el riesgo de este a los trabajadores
aumenta dramáticamente, debido a que la explosión se magnifica y también la
energía transmitida por ella, lo que tiende a abrir el compartimiento.
2.6.4 Modelo de cálculo de energía incidente por arco eléctrico
En este apartado de este trabajo de tesis se desglosará los modelos de cálculo que
emplean la normatividad NFPA 70E-2012 y la norma IEEE Std 1584-2002, estos
modelos de cálculo para energía incidente y distancias de seguridad, son empleados
para definir las medidas de seguridad por las consecuencias que producen los
efectos de arco eléctrico. A continuación se detallaran los modelos y las
consideraciones que cada uno posee.
Modelo de cálculo correspondiente a la norma NFPA 70E-2012.
1.- Modelo para el cálculo de la zona de protección por arco eléctrico, de acuerdo a
la NFPA 70E-2012. La norma NFPA 70E-2012 utiliza el producto de falla de
cortocircuito trifásica sólida en MVA´s por el tiempo de liberación y si este producto
es menor de 300 kA-ciclo, la distancia de protección del arco eléctrico debe ser de 4
pies.
Las ecuaciones siguientes calculan la zona (límite) de protección del arco eléctrico,
para un sistema eléctrico industrial y fallas en transformadores, siendo:
Página 53
La energía incidente originada por el arco eléctrico, se da por las expresiones
siguientes:
1/2
𝐷𝐶 = [2.65 𝑥 𝑀𝑉𝐴𝑏𝑓 𝑥 𝑡]
Dónde:
𝐷𝐶 = zona (límite) de arco eléctrico en pies.
𝑀𝑉𝐴𝑏𝑓 = potencia de falla trifásica sólida en MVA.
MVA = capacidad del transformador en MVA, para transformadores inferiores a 750
kVA, multiplicar por 1.25.
t = tiempo de liberación en segundos, que origina una quemadura de segundo grado
(energía límite: 1.2 cal/cm2).
2.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico, de acuerdo a la
NFPA 70E-2012.
Energía incidente “𝐸𝑀𝐵 ” en cal/cm2, en un gabinete, considerando la corriente de falla
trifásica simétrica:
𝐸𝑀𝐵 = 1038.7𝐷𝐵 −1.4738 ∗ 𝑡𝐴 [0.0093𝐹 2 − 0.3453𝐹 + 5.9675]
Dónde:
𝐸𝑀𝐵 = energía incidente en cal/cm2.
𝐷𝐵 = distancia de arco eléctrico en pulgadas.
𝑡𝐴 = tiempo de duración del arco en segundos.
F = corriente de cortocircuito sólida en kA [16 kA a 50 kA].
Modelo de cálculo correspondientes a la norma IEEE Std 1584-2002.
1.- Modelo para el cálculo de corriente de falla por arco eléctrico, de acuerdo a la
norma IEEE Std 1584-2002 y considerando una corriente de falla trifásica simétrica
se tiene lo siguiente:
Para un voltaje de bus < 1 kV y 700 a ≤ 𝐼𝐵𝐹 ≤ 106 kA. y considerando una corriente
de falla trifásica simétrica se tiene lo siguiente:
Página 54
𝑙𝑜𝑔10 (𝐼𝐴𝑅𝐶𝑂 ) = 𝐾 + 0.662𝑙𝑜𝑔10 (𝐼𝐵𝐹 ) + 0.0966𝑉 + 0.000526𝐺 + 0.5588𝑉𝑙𝑜𝑔10 (𝐼𝐵𝐹 )
− 0.00304𝐺𝑙𝑜𝑔10 (𝐼𝐵𝐹 )
Dónde:
𝐼𝐴𝑅𝐶𝑂 = Corriente de falla por arco eléctrico en kA.
K = –0.153 para configuración abierta.
K = –0.097 para configuración en gabinete.
𝐼𝐵𝐹 = Corriente de cortocircuito trifásica simétrica sólida en kA (rms).
V = Tensión nominal del bus en kV.
G = Aislamiento en aire entre conductores del bus en mm.
1.1.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico, de acuerdo a
la norma IEEE Std 1584-2002 y considerando una corriente de falla trifásica simétrica
se tiene lo siguiente:
𝑙𝑜𝑔10 (𝐸𝑛 ) = 𝐾1 + 𝐾2 + 1.081𝑙𝑜𝑔10 (𝐼𝐴𝑅𝐶𝑂 ) + 0.0011𝐺
Dónde:
𝐸𝑛 = Energía incidente en J/cm2, normalizado para 0.2 s de tiempo de duración del
arco y 610 mm. de distancia de trabajo.
K1 = –0.792 para configuración abierta.
K1 = –0.555 para configuración en gabinete.
K2 = 0 para sistemas aislados y sistemas puestos a tierra con alta resistencia y
-
0.113 para sistemas aterrizados.
𝐼𝐴𝑅𝐶𝑂 = Corriente de falla por arco eléctrico en kA.
G = Aislamiento en aire entre conductores del bus en mm.
2.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico normalizado, de
acuerdo a la norma IEEE Std 1584-2002.
La energía incidente se convierte a un valor normalizado, por la expresión siguiente:
𝑡
610𝑥
𝐸 = 4.184𝐶𝑓 𝐸𝑛 ( ) ( 𝑥 )
0.2
𝐷
Página 55
Dónde:
E = Energía incidente en J/cm2.
Cf = 1.0 para voltajes arriba de un 1 kV y
1.5 para voltajes ≤1 kV.
t = Duración del arco eléctrico en segundos.
D = Distancia de trabajo del personal.
X = Exponente de la distancia.
3.- Modelo para el cálculo de la zona de protección por arco eléctrico, de acuerdo a
la norma IEEE Std 1584-2002.
El límite de protección por arco eléctrico, se calcula por:
𝑡
610𝑥 1/𝑥
𝐷𝐵 = [4.184𝐶𝑓 𝐸𝑛 ( ) (
)]
0.2
𝐸𝐵
Dónde:
DB = Zona (límite) de protección por arco eléctrico en mm, a una energía incidente
de 5.0 J/cm2.
EB = Energía incidente referido a 5.0 J/cm2.
Cf = 1.0 para voltajes arriba de un 1 kV y
1.5 para voltajes ≤1 kV.
t = Duración del arco eléctrico en segundos.
X = Exponente de la distancia.
Página 56
CAPÍTULO III
DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN
ELÉCTRICA CONTRA CORRIENTES
DE CORTOCIRCUITO
Página 57
Introducción
Una de las características principales que debe tener cualquier sistema eléctrico que
esté en operación o bien que se encuentre en su etapa de diseño, será la confiabilidad,
de ahí que el diseño de los mismos estará enfocado a garantizar en todo momento la
continuidad en el suministro de energía eléctrica hasta los puntos de consumo finales.
Es así como nos encontramos con un concepto fundamental en la cadena de valor del
suministro de la energía eléctrica, la continuidad, concepto que para nuestro trabajo
de estudio será de una importancia significativa.
En el diseño de los sistemas eléctricos tenemos que tener en cuenta que al realizar el
cálculo de los sistemas de respaldo para garantizar la continuidad en el suministro de
energía a las cargas críticas del sistema, es imprescindible considerar que se puede
llegar a tener una demanda mayor de flujo de corriente por las cargas del sistema y
con ello tener la presencia de una serie de sobrecorrientes.
Las sobrecorrientes, son fenómenos que pueden ser generados por distintas causas
que se presenten en el sistema eléctrico, pero todas ellas serán remitidas a solo dos
principalmente, las cuales son sobrecargas o cortocircuitos.
El fenómeno conocido como sobrecargas, es definido como las corrientes que en su
valor exceden al flujo de corriente normal del sistema; dichas corrientes de sobrecarga
siempre se encontraran confinadas a la trayectoria por la cual ocurre el flujo de
corriente de manera normal en el sistema. Dichas corrientes causan principalmente un
efecto de sobrecalentamiento a los conductores, si el periodo de circulación de las
mismas se prolonga pon un periodo de tiempo considerable.
Página 58
Las fallas por sobrecargas, en su origen pueden tener diferentes causas por las cuales
se presenten, sin embargo es posible determinar que la mayor parte de estas fallas se
presentan en cargas tales como motores, en los cuales las partes móviles de dichas
maquinas, por su uso y tiempo de operación regularmente llegan dañarse más rápido
y con ello generar un esfuerzo mayor a la máquina para realizar el trabajo para el cual
está instalada y con ello demandar un flujo de corriente mayor al que necesita en
condiciones normales de operación. Dicho flujo de exceso de corriente, deberá ser
detectado por los dispositivos de protección por sobrecarga que se le instalen a dicha
carga, de ahí la importancia de conocer la manera adecuada para establecer las
protecciones de cada una de las cargas que se analicen en un sistema eléctrico
industrial.
Para considerar a una sobrecorriente, como una sobrecarga, el valor de la misma no
deberá exceder más de cinco o seis veces el valor la corriente normal del equipo.
Ahora bien, las fallas que se presentan por cortocircuito, se definen como una
corriente, que presenta valores excedido en sus rangos normales de operación. Las
fallas de cortocircuito tienen una serie de características particulares, tales como que
algunas veces, sus valores no llegan a sobrepasar las corrientes de carga o bien en
otras ocasiones dichas fallas pueden llegar a presentar valores muy excesivos con
respeto a la corriente normal del sistema.
Al igual que para las fallas por sobrecargas, las de cortocircuito, tienen de igual manera
una serie de razones por las cuales se pueden originar, aunque es preciso mencionar
que una de las principales se encuentra en la falla de los aislamientos por degradación
o contaminación de los conductores de alimentación de los equipos y/o distintas cargas
que se tengan en un sistema eléctrico, daños que a su vez pueden llegar a generar
una ruptura dieléctrica entre conductores de fase y con ello se provoque un flameo
entre los mismos o bien producir que una de las fases se vaya a falla a tierra.
Página 59
Mas en específico, la falla de cortocircuito puede generar tres efectos importantes
sobre los sistemas eléctricos en donde se presenten, de lo cual a continuación los
mencionamos:

Calentamiento: este efecto se presenta cuando la magnitud de la falla de
cortocircuito es significativa, más específicamente cuando el valor de esta se
encuentra cercana a los 10 KA. Los efectos más visibles del calentamiento se
pueden observar en los aislamientos de los conductores o materiales de los
equipos aledaños en donde se presentó la falla.

Esfuerzos magnéticos: Al circular una corriente sobre un conductor dado, se
sabe que se presentara un campo magnético alrededor del mismo, por lo cual
se deduce que al incrementarse la corriente sobre el conductor por una falla de
cortocircuito, el valor del campo magnético formado alrededor del mismo será
de una magnitud considerablemente alta, teniendo así un esfuerzo magnético
mayor sobre la estructura aislante del conductor.

Arco eléctrico: Se presenta cuando existe una ruptura dieléctrica de los
aislantes de los equipos y/o conductores en el punto de falla. El efecto visible
es un arco eléctrico de una luz sumamente brillante y que genera en tiempos
muy cortos una sobretemperatura importante en el punto de falla y con ello la
quemadura de prácticamente todo lo aledaño al sitio donde se presentó la falla.
A partir de conocer los efectos generados por las fallas de cortocircuito, es pertinente
adentrarnos de manera general al conocimiento básico sobre los equipos que nos
servirán para proteger a las instalaciones eléctricas, así como también a sus operarios
y demás elementos a su alrededor ante la existencia de una falla de las características
ya mencionadas anteriormente. En este capítulo se efectúa un recorrido sobre las
características generales de los dispositivos de seccionamiento para baja, media y alta
tensión, los cuales se convertirán dentro de un sistema eléctrico industrial, en el
principal elemento de protección que se tendrá para mitigar las repercusiones, al tener
una falla franca de cortocircuito en cualquier punto del sistema en análisis.
Página 60
De esta manera el presente capitulo nos sitúa dentro de un contexto más preciso sobre
los equipos que más adelante se dimensionaran, a partir de llevar a cabo un cálculo
de cortocircuito completo mediante la aplicación de una metodología de análisis
normalizada y de la cual nos referimos en el capítulo número dos de este trabajo.
3.1 Dispositivos de protección para instalaciones en baja tensión
3.1.1 Interruptor en aire
Su principal aplicación dentro de un sistema eléctrico de baja tensión es la de proteger
el circuito de los alimentadores primarios. Su construcción es básicamente el conjunto
de una serie de elementos debidamente instalados para su correcto funcionamiento,
como lo son el medio de extinción del arco, interruptores, contactos así como de su
propio mecanismo de operación para actuar ante la presencia de una falla, y cuenta
también con un dispositivo de disparo. Están fabricados para soportar valores de
corriente de carga muy grandes (15 a 4 kA), y por ende se pueden encontrar con
distintas capacidades interruptivas (15 kA a 150 kA) en el mercado según el fabricante
al que se acuda.
El dispositivo de disparo con el que cuenta este tipo de interruptor en aire se le
denomina “elemento térmico”, y este pude cubrir con tres distintas condiciones de
operación:

Disparo sin retardo de tiempo.

Disparo con retardo de corta duración.

Disparo con retardo de larga duración.
Por otra parte cuenta con tres mecanismos de operación: manual, eléctrico y
almacenamiento de energía (mediantes motor).
Página 61
3.1.2 Interruptores en caja moldeada
Este tipo de interruptores a diferencia de los interruptores en aire son instalados para
la protección de los circuitos derivados y secundarios en una instalación eléctrica,
siendo de tipo termomagnético la mayoría de estos. Su mecanismo de operación
permite que se restablezca un cierto número de veces, después haberse disparado e
interrumpido la falla. La capacidad interruptiva de este tipo de interruptores es de
valores elevados y está en el orden de los 40 kA.
Las principales funciones de este tipo de interruptores son:

Extinción del arco.

Dispositivos de disparo.

Mecanismo de operación.
El interruptor de caja moldeada cuenta con distintos accionamientos de disparo,
haciendo que sus contactos abran, cuando por ellos circula una corriente de
cortocircuito o sobrecarga.
3.2 Equipos de protección contra cortocircuito para instalaciones en
baja tensión
La presencia de una falla dentro de los sistemas de baja tensión puede provocar daños
significativos en la operación de las cargas conectadas en ellos. Es por ello que existen
esencialmente tres dispositivos de protección para baja tensión que son utilizados para
la disipación de las corrientes de cortocircuito en tiempo y forma adecuada. Siendo los
que a continuación se anuncian:
Página 62
a. Fusibles.
b. Interruptores.
i. Interruptores en caja moldeada
ii. Interruptores en aire
c. Combinación de fusible e interruptor.
La aplicación primordial de estos dispositivos es para la protección de las maquinas
rotatorias (motores) y conductores dentro de los circuitos principales y secundarios del
sistema.
3.2.1 Fusibles
Son dispositivos construidos para operar ante corrientes de cortocircuito mediante su
hilo listón que se dilata al pasar cierto valor de esta corriente de falla por él, debido a
la temperatura originada por la misma corriente de falla.
Su costo es comparativamente bajo a la de otros dispositivos de protección debido a
que son compactos y su construcción es simple. Se construyen de diferentes
dimensiones las cuales cumplen con distintas características eléctricas, es decir, el
tamaño del fusible depende de la capacidad interruptiva, así como de la tensión de
operación del mismo.
Dentro de los fusibles existen diferentes presentaciones de acuerdo a su contacto de
montaje, y pueden ser cilíndricos o navajas.
3.3 Interruptores para instalaciones en media y alta tensión
Cuando hablamos de las protecciones de los sistemas eléctricos industriales, es
fundamental hablar de los interruptores, los cuales están clasificados de acuerdo a su
tipo de operación y medio de extinción del arco. La clasificación básica de dichos
equipos se limita principalmente en cuatro tipos, los cuales se mencionan a
continuación:
Página 63

Interruptores de operación en vacío.

Interruptores de operación en aceite.

Interruptores de operación en gas (hexafluoruro de azufre).

Interruptores de operación en aire.
De los interruptores mencionados en la clasificación anterior, es preciso indicar que
operan de manera conjunta con los relevadores de protección, los cuales son
seleccionados para cada tipo de protección que se elija según sea el caso de la carga,
estableciendo con ello un sistema de protecciones que tenga como principal
característica su operación automática ante la ocurrencia de un evento de falla
cualquiera que esta sea.
A continuación se da una pequeña referencia sobre la clasificación básica de los
interruptores, mencionando de manera simplificada sus características principales de
operación.
3.3.1 Interruptores de operación en aire
Este tipo de interruptores son usados en la mayoría de los casos, en subestaciones
que son implementadas en instalaciones interiores. El dieléctrico bajo el cual basan su
operación este tipo de equipos es el aire, el cual será el medio por el cual extinguirán
el arco, cuando estos entren en operación.
Por sus características físicas y de operación, los interruptores de operación en aire
es recomendable que se empleen en instalaciones interiores, sin embargo su
utilización también puede llegar a tenerse en instalaciones exteriores, siempre y
cuando se garantice el perfecto resguardo de los mecanismos y equipos auxiliares del
interruptor antes las condiciones ambientales preponderantes del lugar de operación
del mismo.
Página 64
En el mercado existe una gran diversidad de marcas, diseño e implementación para
los interruptores de operación en aire; a partir de las investigaciones e innovaciones
desarrolladas por los fabricantes.
La selección adecuada de este tipo de interruptores dependerá de las necesidades del
sistema eléctrico, las cuales deberán ser cubiertas por el interruptor seleccionado. Los
interruptores en aire se fabrican en niveles de tensión de operación que van desde los
2.4 kV a los 34.5 kV.
3.3.2 Interruptores de operación en vacío
Los materiales que se pueden considerar como lo mejores dieléctricos, son aquellos
en los cuales dichos materiales ofrecen el mínimo número de electrones libres, de tal
manera que si describimos al vacío como un espacio en el cual hay una ausencia de
cualquier tipo de sustancia estaríamos ante un espacio en el cual no habrá ningún
electrón, teniendo con ello en teoría, al mejor material dieléctrico.
Hoy en día el avance de la tecnología, ha permitido a los distintos fabricantes de este
tipo de interruptores, estructurarlos de tal manera que sea posible su operación en
sistemas de energía de alta tensión, ofertando en sus características una serie de
ventajas con respecto a los demás tipos, tales como son su rapidez de actuación para
eliminar el del arco eléctrico y la reducción sustancial de eventos de explosión por la
presencia de gases y/o líquidos, además en el apartado del mantenimiento, estos
interruptores presentan la característica de requerirlo de manera muy reducida. La
puesta en operación de los interruptores en vacío, a partir de sus características físicas
de construcción y operación permiten que sean implementados en cualquier tipo de
instalación eléctrica, debido a que factores como son la temperatura del ambiente y
demás condiciones ambientales no afectan significativamente al equipo en el momento
de extinguir el arco.
Página 65
3.3.3 Interruptores de operación en aceite
El campo de utilización más usual de este tipo de interruptores, se estableció en los
sistemas eléctricos con una operación mayor a los 13.8 kV. y con su implementación
en espacios de carácter exterior, sin que su uso sea limitativo solo a este tipo de
espacios.
La estructura básica de este tipo de interruptores, consiste en un recipiente de
características tales que permita el almacenamiento en su interior de un aceite
dieléctrico en cual estarán sumergidos los contactos y mecanismo de operación
principal, a partir de lo que es posible establecer, que para este tipo de interruptores,
el medio de extinción del arco eléctrico será el aceite dieléctrico.
La fabricación de los interruptores en aceite, se ha desarrollado en diferentes tipos de
modelos, en los cuales los fabricantes han desarrollado diseños que permiten su
puesta en servicio dentro de sistemas eléctricos en rangos de tensión de 2.4 kV a 400
kV. En la mayoría de los diseños que se realizan a partir de tensiones de
subtransmisión tal como los es 69 kV, los tres contactos correspondientes a cada una
de las fases en un sistema trifásico, serán sumergidos en la misma cámara de
contención del aceite.
3.3.4 Interruptores de operación en gas (hexafluoruro de azufre)
La utilización de este tipo de interruptores, se remite a sistemas eléctricos de potencia
en los que se tienen niveles de alta y extra alta tensión, para el caso particular de
México, en donde solo se manejan niveles de alta tensión que pueden llegar tener un
valor de 400 kV. Dentro de su forma de operación, estos interruptores basan como
medio de extinción del arco al gas SF6 (hexafluoruro de azufre). La configuración básica
de su estructuración de este tipo de interruptores, es muy similar al de tipo aceite, ya
que cuentan con una cámara contenedora de características propias que permitan que
en su interior sea contenido el gas. En dichas cámaras será donde se realicen las
actividades particulares de apertura y cierre de contactos.
Página 66
Dentro de los avances tecnológicos proporcionados por los fabricantes de estos
interruptores, el más sustancial es el que consiste en tener más de una cámara o
sección de arqueo por cada fase, secciones las cuales serán determinadas en su
número a partir de los niveles de tensión en los cuales sean implementados los
interruptores.
3.4 Protección de los motores eléctricos en baja tensión
Los materiales que constituyen los aislantes de los motores eléctricos tiende a ser
afectados por diversos factores ambientales los cuales los degradan o deterioran,
estos tienden a perder sus propiedades, estos factores ambientales determinan la vida
útil de la máquina, sin embargo, el calentamiento producido por las corrientes de
sobrecarga o de cortocircuitos, contribuyen perjudicialmente a la vida útil de la
máquina, debido a esto la importancia de una adecuada protección a los motores
eléctricos.
Algunas de las causas por la cual se producen sobrecorrientes en los motores son:
1) Aumentos de las pérdidas en el motor.
2) Cargas que posean altos pares de arranque.
3) Tiempos de conexión relativamente largos.
4) Errores de Conexión.
5) Problemas en los sistemas de enfriamiento.
6) Oscilaciones de frecuencia en la alimentación.
7) Fases Asimétricas.
Página 67
3.5 Elementos de la instalación eléctrica de los motores
Para llevar a cabo la adecuada instalación de los motores eléctricos se debe seguir
con las disposiciones de las normas técnicas para instalaciones eléctricas, las cuales
no solo dicen cómo se deben instalar los motores, así como las especificaciones que
deben contener los elementos con los que estos deben ser instalados. Los elementos
que deben contener la instalación de motores eléctricos según las normas son:
1) Alimentador
6) Protección del motor
2) Protección del alimentador
7) Control del motor
3) Protección del circuito derivado
8) Control secundario
4) Circuito Derivado
9) Estación de botones para control
5) Desconectador
remoto
Para la determinación de cada uno de los elementos antes mencionado se basara en
un dato muy básico de los motores el cual es:
3.5.1 La corriente nominal a plena carga
Es la corriente de valor eficaz la cual consume un motor eléctrico cuando se desarrolla
su potencia nominal, esta se suele indicar en las placas de datos de los mismos,
también se pueden encontrar en tablas para motores trifásicos y monofásicos para los
fines de cálculo de las instalaciones eléctricas.
3.5.2 Alimentador
Se calcula mediante la siguiente formula:
𝐼 = 1.25 ∗ 𝐼𝑝𝑐 (𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟) + ∑ 𝐼𝑝𝑐 (𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠)
Dónde:
𝐼𝑝𝑐 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎 𝑝𝑙𝑒𝑛𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
Página 68
3.5.3 Protección del alimentador
Independientemente del tipo de protección que se le dará al circuito alimentador, este
se debe calcular tomando en cuenta la corriente mayor que pueden adquirir los
motores conectados a él, esta corriente es la corriente de arranque del motor mayor
mas la corriente a plena carga de los demás motores.
𝐼 = 𝐼𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 𝑚á𝑥. (𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟) + ∑ 𝐼𝑝𝑐 (𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠)
La corriente de arranque de un motor eléctrico es la que este toma en su periodo de
arranque, es de una magnitud muy elevada con respecto a su corriente nominal. Los
conductores que alimentan a estos motores deben estar protegidos de esta corriente
de magnitud tan elevada por un elemento contra sobrecargas adecuado, esto se
refiere a que posea la capacidad de soportar una corriente muy elevada durante un
periodo de tiempo muy corto.
3.5.4 Circuito derivado
Son los conductores que conectan al motor con un tablero de distribución o con los
alimentadores, para la determinación de estos conductores se considera una corriente
de sobrecarga en los motores del 25% esto es:
𝐼 = 1.25 ∗ 𝐼𝑝𝑐
3.5.5 Protección del circuito derivado
Este circuito se pueden emplear elementos de protección muy sencillos como fusibles
o interruptores automáticos, esta protección debe poseer la capacidad de proteger al
motor eléctrico contra cortocircuito, pero de permitir la corriente de arranque del
mismo, esto se determina por medio la siguiente tabla.
Página 69
Capacidad
Tipos de
Tipo de
sistema de
Capacidad
motor a 60
protección del
mínima del
Hz
circuito
desconectador
derivado
5 HP, letra
de código a
220 Volts
máxima del
dispositivo
de
protección.
Capacidad
Tipo y
mínima para
calibre del
Tamaño del
el cálculo de
conductor
controlador
conductores
(cobre)
(HP)
(A)
(AWG)
(A)
Interruptor
Para 5 HP la
termomagnético
capacidad es:
1.5 X 1.9=
1.25X15.9=
de tiempo
1.15 X 15.9=
2.85
19.87
inverso
18.29
3 X 36= 108
1.25X36= 45
capacidad del
1.5 X 42=
1.25X42=
interruptor es:
63
52.5
3 X 68= 204
1.25X68= 85
25 HP, 440
Volts, jaula
Fusible sin
de ardilla,
retardo de
factor de
tiempo
servicio 1.2
Máxima
capacidad del
dispositivo de
sobrecarga (A)
No. 12
5
1.15X15.9= 18.29
No. 8
25
1.25X36= 45
No. 8
30
1.25X42= 52.5
No. 4
50
1.15X68= 78.2
Para 5 HP la
capacidad del
interruptor es:
1.15 X 36= 41.4
30 HP, 440
Volts, rotor
devanado
Fusible sin
con
retardo de
elevación de
tiempo
temperatura
Para 30 HP la
1.15 X 42= 48.3
de 40 °C
50 HP, 440
Fusible sin
Volts, jaula
retardo de
de ardilla
tiempo
Para 50 HP la
capacidad del
interruptor es:
1.15 X 68= 78.2
Tabla 1: Protección del circuito derivado. [13].
3.5.6 Desconectador
Su función es la de aislar a motor eléctrico mediante el control del circuito derivado, en
caso de requerirse trabajos de mantenimiento o realizar ajustes al motor, contando con
la seguridad apropiada para realizar dichas labores, este consta por lo general de un
interruptor de navajas el cual debe poseer como capacidad mínima la siguiente
expresión:
𝐼 = 1.15 ∗ 𝐼𝑝𝑐
[13] ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Protección de sistemas de instalaciones eléctricas y comerciales”
Página 70
3.5.7 Protección del motor
Este elemento por lo general se encuentra internamente en el motor, esta ópera contra
sobrecargas mayores del 25% para evitar sobrecalentamientos en el motor. Se
determina mediante la siguiente expresión.
𝐼 = 1.15 ∗ 𝐼𝑝𝑐
3.7 Relevador de sobrecorriente
El relevador es un dispositivo de protección el cual opera mediante una señal de
corriente, una señal de voltaje o en combinación de ambas. Para recibir estas señales
es necesario que se acompañe de transformadores de potencial o de corriente por los
niveles de tensión o de corriente elevados cuando se presenta una falla.
Existen en el mercado diferentes tipos de relevadores, de acuerdo a su construcción y
principio de funcionamiento como son los siguientes:

De microprocesadores

Electromecánicos

Estáticos
Para cualquier dispositivo de protección anteriormente mencionado actué de manera
segura y confiable ante una falla es indispensable que cumpla con tres características
fundamentales, las cuales son:

Selectividad

Rapidez

Sensibilidad
Página 71
Cuando se habla de selectividad se refiere a que momento el interruptor debe de
operar ante una sobrecorriente, la rapidez nos dice que mientras el interruptor actué lo
más rápido posible el efecto que produce una falla será menor para los equipos dentro
de la instalación, y por ultimo cuando hablamos de la sensibilidad de un equipo es
porque este debe de ser sensitivo ante un valor mínimo de corriente de cortocircuito.
Uno de los principales dispositivos de protección dentro de un sistema industrial es el
relevador de sobrecorriente por ser el más simple en su funcionamiento, este operará
cuando detecte la presencia de un valor de corriente mayor al valor ajustado en el
mismo. Este relevador cuenta con dos formas de diseño:

Relevador de sobrecorriente instantáneo

Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo
Relevador de sobre corriente instantáneo está diseñado para que entre en operación
sin retardo de tiempo como su nombre lo indica. En general los rangos de tiempo en
los que opera este tipo de relevador se encuentran entre 0.016s y 0.10 s.
Para los relevadores de sobrecorriente por retardo de tiempo, su característica
principal es que su tiempo de operación estará variando de manera inversa en
referencia a la corriente que circula por él. Característica que se describe de acuerdo
a las siguientes 4 puntos:

Tiempo muy inverso

Tiempo definido

Tiempo inverso

Tiempo extremadamente inverso
Página 72
Otra característica de este tipo de relevadores debido a su construcción no son
equipos muy selectivos, ya que además de detectar la falla en el equipo al cual está
protegiendo también llega a operar cuando se presenta la falla en los equipos
adyacentes a él. Para que un relevador de sobrecorriente opere ante la corriente de
cortocircuito es necesario que sea alimentado por medio de un circuito de control en
corriente directa
Para el diseño de los diagramas unifilares de un sistema eléctrico industrial y
diagramas de protecciones del mismo es necesario identificar los equipos y
dispositivos involucrados en los mismos y para el caso de los relevadores de
sobrecorriente se identifica mediante la asignación de un número, siendo para este el
número 50 para identificar a un relevador de sobrecorriente instantáneo y 51 para un
relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo.
3.8 Relevador diferencial
A comparación del relevador de sobrecorriente el relevador diferencial tiende a ser
más selectivo, este tipo de relevador opera con la diferencia entre los niveles de
corriente que entran y salen del elemento el cual está protegiendo, es decir, la corriente
que va al interior de este equipo ya sea normal o anormal, debe de ser idéntica a la
corriente que sale de este, la zona en la cual este dispositivo opera se encuentra
delimitada por la posición en la que se localizan los transformadores de corriente
(TC´s) en los extremos del elemento a proteger, ya que esta diferencia de corriente se
detecta por medio de estos. Sí esta comparación de corriente a la entrada y salida por
medio de los TC´s es igual a cero esta no atravesará la bobina de actuación del
relevador, si la comparación es diferente a cero el relevador actuará.
La principal aplicación que tiene este tipo de relevador es para la protección de
transformadores, motores, barras, reguladores y generadores.
Página 73
CAPÍTULO IV
APLICACIÓN DE ESTUDIO DE
CORTOCIRCUITO EN UN SISTEMA
ELÉCTRICO INDUSTRIAL
Página 74
Introducción
El análisis de las corrientes de cortocircuito para determinar los niveles de corriente
tanto trifásica como monofásica, se verá influenciado por una serie de factores los
cuales con el apoyo de la normatividad aplicable y vigente serán determinados.
El presente trabajo de estudio y análisis de cortocircuito es importante puntualizar
que estará apegado a la metodología establecida en la norma IEEE Std 141-1993. La
cual nos establece de manera concreta cada uno de los procedimientos de estudio
analítico para llevar a cabo la determinación de los niveles de corriente de falla en los
distintos puntos que se determinen dentro de un sistema eléctrico industrial.
A partir de la elección de un artículo de investigación realizado por el Dr. Frank J.
Mercede, P.E. el cual tiene como objeto ilustrar los principales requerimientos y
componentes para el análisis y cálculo de las fallas de cortocircuito es que se realizó
una adaptación del caso ejemplificado en dicho artículo, adaptación que consistió en
los siguientes puntos:
A) Se analizó la estructura del ejemplo del artículo en mención de la cual a partir
de su contenido, se visualizó viable retomar y aplicar dicho ejemplo en el
presente trabajo; lo anterior determinado, a partir de ver que el sistema
presentado en el artículo ya referido maneja de manera ilustrativa los
principales elementos con los cuales es estructurado un sistema eléctrico
industrial en México, así como también que dicho ejemplo tiene una gran
amplitud en cuestión de los niveles de tensión y corriente, además de contar
con los principales arreglos y conexiones de los equipos tales como: los
transformadores, motores y en este caso en particular un generador.
B) Una vez seleccionada la estructura del sistema eléctrico industrial a analizar
en este trabajo, se procedió a efectuar una serie de adecuaciones en ciertos
parámetros eléctricos tales como: la tensión e impedancia, haciendo que estos
Página 75
parámetros se apegaran a los establecidos como nominales en los sistemas
eléctricos de México. Puntualizando en este sentido, se modificó como tensión
de alimentación en la acometida principal del sistema de un nivel de tensión
de 69 kV a uno de 115 kV, tensión normalizada dentro de la norma NMX-J098-1999 y la cual es más ilustrativa de manejar para este trabajo de tesis. En
el sentido de las impedancias de cada uno de los elementos que estructuran
al sistema en análisis, dichos valores fueron referidos a valores estándares
manejados dentro de la industria en México para cada uno de los equipos en
cuestión; dentro de valores nominales y demás frecuente utilización en
sistemas industriales de México.
C) En el contexto de las conexiones entre los equipos del sistema en análisis, la
aportación realizada en este apartado, consistió en determinar de acuerdo a
las características y punto de implementación, el tipo de conexión de equipos
tales como: los transformadores, motores y generador, estableciendo para
cada uno de ellos una forma de conexión los más apegada a la práctica bajo
la cual se rige la operación de estos equipos en la industria; de tal manera y
puntualizando en este punto, es que para cada uno de los equipos
mencionados, se determinó la conexión más usada en la práctica y a su vez la
cual nos permitiera desarrollar un estudio de cortocircuito enriquecedor en
materia de estudio analítico.
D) Por otro lado, el ejemplo obtenido de la publicación ya antes mencionada fue
preciso adecuar en lo concerniente a las conexiones de puesta a tierra de los
transformadores y del generador que se encuentra en su estructura, teniendo
para ello, la implementación de una serie de elementos en la puesta a tierra
de dichos elementos, los cuales fueron determinados con valores los más
apegados a la realidad de utilización, de igual manera para determinar los
valores de las resistencias o reactores al neutro según corresponda a los
elementos ya referidos, estos fueron considerados de tal manera que el
análisis de cortocircuito nos arroje los resultados más adecuados para llevar
Página 76
un buen dimensionamiento de los equipos de protección, más puntualmente
de los interruptores de potencia.
Una vez estructurado con las adecuaciones y definiciones pertinentes, se
estructuro de manera completa el sistema al cual se le efectúa el estudio de
cortocircuito y con ello se comienza a desarrollar la metodología de estudio de
cortocircuito normalizada por parte de la norma IEEE Std 141-1993.
Partiendo de ejecutar un estudio de cortocircuito apegado a las normas
pertinentes en la materia es posible llegar a tener la capacidad para determinar el
dimensionamiento de los equipos de protección, en este sentido la presente tesis
desarrolla dentro de este apartado el cálculo sobre el dimensionamiento de los
interruptores de potencia implementados en el sistema eléctrico bajo estudio.
Dicho dimensionamiento es preciso mencionar, es llevaba a cabo por medio de
una metodología normalizada, la cual está referida en la norma IEEE Std 1411993.
Otro alcance que tiene por objeto este capítulo, es el concerniente a desarrollar la
metodología y análisis de cálculo sobre los efectos de arco eléctrico (Arc Flash)
apegándonos en estricto sentido a lo referido para este efecto en las normas
NFPA-70E-2012 y la IEEE Std 1584-2002. Dicho análisis se considera
fundamental como parte de los nuevos conocimientos que debemos manejar
sobre uno de los efectos más presentes en cualquier instalación eléctrica, como
lo es el arc flash, es por ello, que el desarrollo de los cálculos para determinar los
efectos de arco eléctrico a partir de las magnitudes de falla de cortocircuito
forman parte imprescindible de este trabajo de tesis.
Mencionado todo lo anterior a continuación se expone el trabajo de estudio de
cortocircuito y análisis de efecto de arco eléctrico, determinando para el primer
punto, el dimensionamiento de los interruptores de potencia.
Página 77
4.1 Desarrollo del estudio de cortocircuito
4.1.1 Preparación del diagrama unifilar
En este apartado se presenta la estructura del diagrama unifilar, perteneciente al
sistema eléctrico industrial utilizado en esta tesis para desarrollar el estudio de
cortocircuito. Dicho diagrama unifilar contiene en su estructura los parámetros
eléctricos de operación del sistema en análisis tales como: tensión, frecuencia y
potencia. Así mismo, en dicho diagrama unifilar se expresan los datos eléctricos
de cada uno de los equipos que constituyen al sistema analizado, los cuales son,
el valor de impedancia subtransitoria para secuencia positiva, negativa y cero, los
valores de relación X/R, el valor de tensión nominal de los equipos, tipo de
conexión y en su caso valores de impedancias de elementos de neutro
conectados a tierra.
Dicho diagrama unifilar se estructura de tal manera en la cual se expresan todos
los equipos constituyentes del sistema en estudio, así mismo en él se indican de
manera gráfica los arreglos y conexiones de los elementos eléctricos del sistema,
considerando también que dentro de la estructura del diagrama unifilar se
establecen los tipos y ubicación de los interruptores a implementar para la
protección del sistema eléctrico analizado.
Otra consideración importante que se tiene en la estructura del diagrama unifilar
radica en el hecho de que en él, se indican los puntos de falla a estudiar para
efectos de falla de cortocircuito; dichos puntos en este caso son determinados a
partir de establecer los buses principales de carga y con ello determinar los
puntos más sensibles e importantes de protección para el sistema eléctrico
analizado en esta tesis.
A continuación se presenta el diagrama unifilar del sistema eléctrico industrial
utilizado en esta tesis para llevar a cabo el estudio de cortocircuito sobre él.
Página 78
Figura 17: Diagrama unifilar.
Página 79
TR-1
Z’’
VNM-1 = 2.4 kV
TR-2
STR-1 = 1.5 MVA
VPTR-1 = 13.8 kV
VSTR-1 = 0.480 kV
ZTR-1 = 5.54 < 81.9° %
RNTR-1 = 0.5 Ω
dvmi = 0.20 < 84.3° P.U.
TR-1
STR-1 = 7.5 MVA
VPTR-1 = 115 kV
VSTR-1 = 13.8 kV
ZTR-1 = 6.5 < 85.6° %
RNTR-1 = 2.0 Ω
Z’’
VNM2 = 460 V
Grupo de Motores de Inducción
Medianos
POTENCIA= 150 HP
M-3
dvms = 0.15 < 87.5° P.U.
Motor Síncrono
POTENCIA = 1500 HP a 0.8 F.P.
M-1
ICC3FCFE = 21210 <-80.1° A
ICC1FCFE = 18336.5 <-78.8° A
SCC3FCFE = 4224.7 MVA
SCC1FCFE = 3652.4 MVA
Z1CFE = 3.243 < 80.05° P.U.
Z 2CFE = 3.243 < 80.05° P.U.
Z0CFE = 4.798 < 76.99° P.U.
B-1
115 kV
G1
G1
XNG1 = j1 Ω
Z”dv = 0.09 < 87.7° P.U.
M-4
C-1 y C-2
Cable de cobre Cal 250 kcmil/fase
Vc = 15 kV
XC = 0.125 Ohms/Km
RC = 0.179 Ohms/Km
VNM2 = 2.4 kV
Z’’dvmi = 0.17 < 87.7° P.U.
M2
M2
M2
Grupo de Motores de Inducción
Pequeños
< 500 HP
VNM2 = 460 V
Z’’dvmi = 0.28 < 80.5° P.U.
M4
M3
M3
Motores de Inducción Grandes
POTENCIA = 1000 HP
B-3
2.4 kV
Generador Síncrono
SG = 2 MVA
VNG = 2.4 kV
TR-3
C-2
Long = 240 m
C-2
M1
TR-2
C-1
Long = 190 m
C-1
TR-3
STR-1 = 1.5 MVA
VPTR-1 = 13.8 kV
VSTR-1 = 2.4 kV
ZTR-1 = 5.54 < 81.9° %
RNTR-1 = 0.1 Ω
B-2
13.8 kV
B-4
0.480 kV
4.1.2 Desarrollo de las redes de secuencia
Para este apartado en particular es fundamental precisar lo que nos indica la norma
IEEE Std 141-1993 dentro de la metodología de estudio de cortocircuito en materia al
tipo de impedancia que se tomara para estructurar las redes de secuencia. En este
sentido la IEEE Std 141-1993 nos precisa que el cálculo de las corrientes de falla de
cortocircuito se deberá realizar considerando los valores del primer ciclo, teniendo
por lógica que para llegar a dicho punto, será necesario tomar las reactancias de los
elementos del sistema en su parte subtransitoria.
A partir de tener en el diagrama unifilar los valores de impedancia subtransitoria para
cada uno de los elementos del sistema analizado, es preciso desarrollar las redes de
secuencia positiva negativa y cero respectivamente; considerando para ello lo
siguiente:
1) El valor de la impedancia subtransitoria de cada uno de los elementos
constituyentes del sistema en estudio, será referido a un valor en por unidad.
2) Una vez desarrollado el cálculo para tener expresado en por unidad el valor de
las impedancias del circuito trabajado, estos serán referidos a un mismo valor
base de tensión y potencia. Para el caso preciso de la potencia base a
implementar en un sistema eléctrico industrial, la norma IEEE Std 141-1993
nos recomienda utilizar un valor igual a 10 MVA. Con respecto al valor base
de tensión, esta será referido con respecto al nivel tensión en el punto de falla
establecido, sin embargo, si se tienen transformadores, el valor de tensión
base deberá ser afectado por la relación de transformación correspondiente a
dichos equipos.
Con las acotaciones establecidas en los párrafos anteriores, se presenta a
continuación el desarrollo de los cálculos realizados a los valores de impedancia
de cada uno de los elementos del sistema electico definido en el diagrama unifilar
anterior, cálculos mediante los cuales, cada valor de impedancia es expresado en
Página 80
por unidad y referido a una potencia base de 10 MVA y una tensión base según
al bus al que se refiera la impedancia a analizar, teniendo para ello lo siguiente:
Refiriendo las impedancias a la potencia base y tensiones base, en los buses del
diagrama unifilar 1, 2, 3 y 4, resulta:
Potencia base SB = 10 MVA, tensión base en el bus (B-1) = 115.0 kV, tensión
base en el bus (B-2) = 13.8 kV, tensión base en el bus (B-3) = 2.4 kV y tensión
base en el bus (B-4) = 0.480 kV.
Cálculos para BUS-1 (B-1) en secuencia positiva.
Tensión base nueva = 115 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia de CFE.
= 115 kV.
= 100 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del transformador 1 (TR-1).
= 115 kV.
= 7.5 MVA.
(
)(
)(
)
Página 81
(
)(
)(
)
Cálculos para BUS-2 (B-2) en secuencia positiva.
Tensión base nueva = 13.8 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia del conductor de energía 1 (C-1).
Distancia (l) = 240 mts. = 0.240 km.
(
) (
(
(
)
)
)
(
)
2.- Impedancia del transformador 2 (TR-2).
= 13.8 kV.
= 1.5 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
Página 82
3.- Impedancia del motor síncrono 1 (M-1).
= 13.8 kV.
= 1,500 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 1,500 HP.
= 1,500 KVA.
= 1.5 MVA.
(
)(
(
)(
)(
)(
)
)
4.- Impedancia del conductor de energía 2 (C-2).
Distancia (l) = 190 mts. = 0.190 km.
(
) (
(
(
)
)
)
(
)
5.- Impedancia del transformador 3 (TR-3).
= 13.8 kV.
= 1.5 MVA.
Página 83
(
)(
(
)(
)(
)(
)
)
Cálculos para BUS-3 (B-3) en secuencia positiva.
Tensión base nueva = 2.4 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia del generador síncrono (G).
= 2.4 kV.
= 2 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del grupo de motores inducción de gran capacidad (M-2).
= 2.3 kV.
= 1,000 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 1,000 HP.
= 1,000 KVA.
= 1.0 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
Página 84
Cálculos para BUS-4 (B-4) en secuencia positiva.
Tensión base nueva = 480 V = 0.480 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia del grupo de motores inducción de pequeña capacidad (M-3).
= 460 V = 0.460 kV.
= 150 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 150 HP.
= 150 KVA.
)=
(
(
0.150 MVA.
)(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del grupo de motores inducción de mediana capacidad (M-4).
= 460 V = 0.460 kV.
= 500 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 500 HP.
= 500 KVA.
= 0.500 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
Página 85
Cálculos para BUS-1 (B-1) en secuencia negativa.
Tensión base nueva = 115 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia de CFE.
= 115 kV.
= 100 MVA.
(
)(
(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del transformador 1 (TR-1).
= 115 kV.
= 7.5 MVA.
(
)(
(
)(
)(
)(
)
)
3.- Tensión base del lado secundario del TR-1, BUS-2 (B-2):
(
)
Cálculos para BUS-2 (B-2) en secuencia negativa.
Tensión base nueva = 13.8 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
Página 86
1.- Impedancia del conductor de energía 1 (C-1).
Distancia (l) = 240 mts. = 0.240 km.
(
) (
(
(
)
)
)
(
)
2.- Impedancia del transformador 2 (TR-2).
= 13.8 kV.
= 1.5 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
3.- Impedancia del motor síncrono 1 (M-1).
= 13.8 kV.
= 1,500 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 1,500 HP.
= 1,500 KVA.
= 1.5 MVA.
Página 87
(
)(
(
)(
)(
)(
)
)(
)
)
4.- Impedancia del conductor de energía 2 (C-2).
Distancia (l) = 190 mts. = 0.190 km.
(
) (
(
(
)
)
)
(
)
5.- Impedancia del transformador 3 (TR-3).
= 13.8 kV.
= 1.5 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)
Página 88
Cálculos para BUS-3 (B-3) en secuencia negativa.
Tensión base nueva = 2.4 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia del generador síncrono (G).
= 2.4 kV.
= 2 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del grupo de motores inducción de gran capacidad (M-2).
= 2.3 kV.
= 1,000 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 1,000 HP.
= 1,000 KVA.
= 1.0 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
Cálculos para BUS-4 (B-4) en secuencia negativa.
Tensión base nueva = 480 V = 0.480 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia del grupo de motores inducción de pequeña capacidad (M-3).
= 460 V = 0.460 kV.
= 150 HP.
Página 89
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 150 HP.
= 150 KVA.
)=
0.150 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
2.- Impedancia del grupo de motores inducción de mediana capacidad (M-4).
= 460 V = 0.460 kV.
= 500 HP.
Para el caso de este tipo de cargas, por características de operación de las mismas,
se puede considerar que 1 HP = 1 KVA, de lo cual se determina lo siguiente:
= 500 HP.
= 500 KVA.
= 0.500 MVA.
(
(
)(
)(
)(
)(
)
)
Cálculos para BUS-1 (B-1) en secuencia cero.
Tensión base nueva = 115 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Impedancia de CFE.
(
(
)
)
(
(
)
)
Página 90
2.- Impedancia del transformador 1 (TR-1).
(
(
)
(
)
(
)
)
Cálculos para BUS-2 (B-2) en secuencia cero.
Tensión base nueva = 13.8 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1.- Para los cables de energía CA-1 y CA-2, no se considera la impedancia de SEC
(0) porque no participa en el cálculo de la corriente de cortocircuito monofásica.
2.- Impedancia del transformador 2 (TR-2).
(
(
)
(
)
(
)
)
(
)
)
3.- Impedancia del transformador 3 (TR-3).
(
(
)
(
)
4- Para el motor síncrono M-1, de Vn = 13.8 kV, no se considera la impedancia de
SEC (0) porque no participa en el cálculo de la corriente de cortocircuito monofásica.
Cálculos para BUS-3 (B-3) en secuencia cero.
Tensión base nueva = 2.4 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
Página 91
1.- Impedancia del generador síncrono (G).
(
)
(
)
(
(
)
)
(
(
)
)
2- La impedancia de SEC (0) de los motores de inducción grandes M-2, no se
considera porque no participa en el cálculo de la corriente de cortocircuito
monofásica.
Cálculos para BUS-4 (B-4) en secuencia cero.
Tensión base nueva = 480 V = 0.480 kV.
Potencia base nueva = 10 MVA.
1- Para los motores de inducción medianos M-3 del lado de Vn = 0.480 kV, no se
considera la impedancia de SEC (0) porque no participa en el cálculo de la corriente
de cortocircuito monofásica.
2- Para el grupo de motores de inducción pequeños M-4 del lado de Vn = 0.480 kV,
no se considera la impedancia de SEC (0) porque no participa en el cálculo de la
corriente de cortocircuito monofásica.
Cálculos para cambio de base a las impedancias de neutros de los
transformadores TR-1, TR-2, TR-3 y generador.
Potencia base SB = 10 MVA, tensión base en el bus (B-1) = 115.0 kV, tensión
base en el bus (B-2) = 13.8 kV, tensión base en el bus (B-3) = 2.4 kV y tensión
base en el bus (B-4) = 0.480 kV.
Página 92
1.- Resistencia del neutro “RnTR-1vieja = 2.0 Ω” de SEC (0) del transformador TR-1, del
lado de 13.8 kV, siendo:
(
)
(
)
( )
( )
(
)
2- Resistencia del neutro “RnTR-2 = 0.5 Ω” de SEC (0) del transformador TR-2, del lado
de 2.4 kV, siendo:
(
)
(
)
( )
( )
(
)
3.- Resistencia del neutro “RnTR-3 = 0.1 Ω” de SEC (0) del transformador TR-3, del
lado de 0.480 kV (480 volts), siendo:
(
)
(
)
( )
( )
(
)
4.- Reactancia del neutro “Xg-1 = 1.0 Ω” de SEC (0) del generador G-1, del lado de Vn
= 2.4 kV, siendo:
(
)
(
)
( )
( )
(
)
Página 93
Cálculo de equivalentes de Thevenin, en los buses 2, 3 Y 4.
1.- Cálculo del equivalente de Thevenin de secuencia cero de para la falla 1 dentro
del bus -2 en el lado de 13.8 kV.
2.- Cálculo del equivalente de Thevenin de secuencia cero para la falla 2 dentro del
bus -4 en el lado de 0.480 kV.
3.- Cálculo del equivalente de Thevenin de secuencia cero para la falla 3 dentro del
bus-3 en el lado de 2.4 kV.
Página 94
Con el desarrollo de los cálculos para determinar el valor de las impedancias de los
equipos en valores por unidad y referidos a los valores base recomendados por la
normatividad correspondiente, es pertinente efectuar la estructuración de las redes
de secuencia tanto positiva, negativa y cero; dicha estructuración se realizara de la
siguiente manera:
1) En base al diagrama unifilar se hará la sustitución del valor de impedancia de
cada uno de los elementos que componen dicho diagrama, por su valor
correspondiente referido a las nuevas bases de tensión y potencia indicados
en P.U., así mismo se indican los puntos donde se establecieron las 3 fallas a
analizar en el sistema eléctrico analizado en esta tesis. Para el caso de la
secuencia positiva, el diagrama unifilar en términos de valores de impedancia
en por unidad y referidos a bases nuevas queda de la siguiente manera:
Página 95
Figura 18: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva.
Página 96
B.R.
E1
1<0° P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.324<80.05°
P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°
P.U.
F-1
B-2
13.8 kV
F-2
B-2
0.48 kV
F-3
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9 °
P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69
° P.U.
B-2
2.4 kV
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5° P.U.
ZTr3(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69
° P.U.
ZG(n)P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4(n)P.U.
5.14<80.5°P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3(n)P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3(n)P.U.
EG=1.0<0° P.U.
EM3=0.95<0° P.U.
EM3=0.95<0° P.U.
EM2=0.95<0° P.U.
EM1=1.0<0° P.U.
EM4=0.95<0° P.U.
EM3=0.95<0° P.U.
EM3=0.95<0° P.U.
A partir de estructurar el diagrama anterior se realiza la simplificación del mismo,
comenzando por eliminar las fuentes de tensión por circuitos cerrados, para con ello
efectuar una serie de reducciones aplicando equivalentes de circuitos seriesparalelos, y con ello llegar a determinar el circuito equivalente de Thevenin referido a
la secuencia positiva y al primer punto de falla que se determinó para el análisis del
sistema en cuestión lo cual se presenta a continuación:
Página 97
Figura 19: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el punto de falla 1 (F-1).
Página 98
B.R.
ETH
0.97<0°
P.U.
ZCFE(n)P.U
0.324<80.05°
P.U
ZTr1(n)P.U
0.086<85.6°
P.U
F-1
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZTr3(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
ZG(n)P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4(n)P.U.
5.14<80.5°P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3(n)P.U.
ZM-3(n)P.U.
12.245<84.3°P.U.
Figura 20: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-1(a).
Página 99
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
0.324<80.05°P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.086<85.6°P.U.
ZTr1(n)P.U.
F-1
0.366<81.9°P.U.
ZTr2(n)P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
0.366<81.9°P.U.
ZTr3(n)P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69°P.U.
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U.
Z3P.U.
3.16<82.41°P.U.
F-1
ZM-1(n)P.U
1.0<87.5°P.U.
Z4P.U.
0.6891<84.04°P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°P.U.
ZCFE(n)P.U
0.324<80.05°P.U
ETH
0.97<0° P.U
B.R.
Figura 21: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-1(b).
F-1
Z6P.U.
0.34<85.02°P.U.
Z5P.U.
0.41<81.21°P.U.
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 22: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-1(c).
Página 100
ZTHP.U.
0.19<83.29°P.U.
F-1
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 23: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el punto F-1.
La metodología de simplificación para el punto de falla 2 (F-2) comenzara a referirse
a partir de la figura número 24, de la cual al identificar el punto de falla en mención,
se iniciara con su simplificación con el fin de llegar a determinar el circuito
equivalente de Thevenin en dicho punto de falla. La metodología que se aplica para
dicha simplificación es la misma al a indicada para el punto de falla F-1, y de igual
manera será la metodología que se aplique para el punto de falla F-3, resultando
para ello lo siguiente.
Página 101
Figura 24: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el punto de falla 2 (F-2).
Página 102
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.324<80.05°
P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°
P.U
F-2
0.366<81.9° P.U.
ZTr2(n)P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69
° P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
0.366<81.9° P.U.
ZTr3(n)P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69
° P.U.
ZG(n)P.U
0.45<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U
1.56<87.7°P.U.
ZM-4(n)P.U
5.14<80.5°P.U.
ZM-3(n)P.U
12.245<84.3°P.U.
ZM-3(n)P.U
12.425<84.3°P.U.
Figura 25: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-2(a).
Página 103
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.324<80.05°
P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°
P.U.
F-2
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9°P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
0.366<81.9°P.U.
ZTr3(n)P.U.
0.0027<35.69°P.U.
Zc-2T(n)P.U.
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U .
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U.
Figura 26: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-2(b).
Página 104
B.R.
ETH
0.97<0° P.U
Z5P.U
0.41<81.21°P.U
Z4P.U
0.60<84.01°P.U
ZM-1(n)P.U
1.0<87.5°P.U
ZTr3(n)P.U
0.366<81.9°P.
Zc-2T(n)P.U
0.0027<35.69°P.U
F-2
Z1P.U
2.8<82.51°P.U
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9°P.U.
F-2
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
Z5P.U.
0.20<83.36°
P.U.
ETH
0.97<0°
P.U
B.R.
Figura 27: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-2(c).
Z3P.U.
0.36<81.66°P.U.
F-2
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U.
Z6P.U.
0.20<83.36°P.U.
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 28: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-2(d).
Página 105
Z7P.U.
0.56<82.25°P.U.
F-2
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U .
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 29: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-2(e).
ZTHP.U
0.47<82.29°P.U.
F-2
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 30: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el punto F-2.
Página 106
Figura 31: Diagrama unifilar representado en secuencia positiva ilustrando el punto de falla 3 (F-3).
Página 107
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.324<80.05°
P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°
P.U.
F-3
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9° P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69° P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
0.366<81.9° P.U.
ZTr2(n)P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69° P.U.
ZG(n)P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2(n)P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4(n)P.U.
5.14<80.5°P.U.
ZM-3(n)P.U.
12.245<84.3°P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3(n)P.U.
Figura 32: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-3 (a).
Página 108
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
ZCFE(n)P.U.
0.324<80.05°
P.U.
ZTr1(n)P.U.
0.086<85.6°
P.U.
ZTr2(n)P.U.
F-3
0.366<81.9°P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U
0.366<81.9°P.U.
ZTr3(n)P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69°P.U.
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z1P.U.
2.8<82.51°P.U.
Figura 33: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-3 (b).
Página 109
B.R.
ETH
0.97<0° P.U.
Z3P.U.
0.41<81.21°
P.U.
ZTr2(n)P.U.
F-3
0.366<81.9°P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°P.U.
ZM-1(n)P.U.
1.0<87.5°P.U.
Z4P.U.
3.16<82.41°P.U.
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U.
ZTr3(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U.
F-3
Z2P.U.
0.2413<87.7°
P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
Z5P.U.
0.27<82.98°
P.U.
ETH
0.97<0°
P.U.
B.R.
Figura 34: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-3 (c).
Z6P.U.
0.36<81.59°P.U.
F-3
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z5P.U.
0.27<82.98°P.U.
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 35: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-3(d).
Página 110
Z7P.U.
0.63<82.98°P.U.
F-3
Z2P.U.
0.2413<87.7°P.U.
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 36: Simplificación del diagrama de secuencia positiva para el punto F-3(e).
ZTHP.U.
0.17<86.18°P.U.
F-3
ETH
0.97<0° P.U.
B.R.
Figura 37: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia positiva en el punto F-3.
Página 111
La metodología de cálculo establecida en la norma en el apartado referente a la
determinación de las redes de secuencia, nos indica que se debe desarrollar la
estructuración de la red de secuencia negativa para cada punto de falla que se
determine en
el sistema eléctrico a analizar. A partir de esto, es que a
continuación se desarrolla la estructuración de las redes de secuencia negativa
para los mismos tres puntos de falla analizados en la red de secuencia positiva.
Es importante puntualizar una serie de características con las cuales se estructura
la red de secuencia negativa, las cuales son las siguientes:
1) Las fuentes de tensión tanto de generadores y motores presentes en el
sistema en estudio serán considerados como circuitos cerrados, dejando
así, la misma estructura que el diagrama para secuencia negativa solo que
en este caso no habrán en sus estructura ninguna fuente de tensión.
La simplificación para llegar a los circuitos equivalentes de Thevenin para cada
punto falla se hará de la misma manera que lo establecido para las redes de
secuencia positiva, una vez partiendo del hecho de considerar la acotación
mencionada en el sentido de las fuentes de tensión para las redes de secuencia
negativa.
A continuación se presentan las estructuras de los redes de secuencia negativa
para los mismos tres puntos de falla determinados en la secuencia positiva:
Página 112
Figura 38: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa.
Página 113
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05
° P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6
° P.U.
F-1
B-2
13.8 kV
F-3
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0021<84.3°
P.U.
B-4
2.4 kV
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZC-2T (n) P.U.
F-2
B-3
0.48 kV
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0027<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZG (n) P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4 (n) P.U.
5.14<80.5°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
Figura 39: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el punto de falla 1(F-1).
Página 114
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05
° P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6
° P.U.
F-1
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0021<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0027<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZG (n) P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4 (n) P.U.
5.14<80.5°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
Figura 40: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-1(a).
Página 115
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05°
P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.0867<85.6°
P.U.
F-1
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZC-1T (n) P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZC-2T (n) P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
Z1 P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z2 P.U.
2.8<82.51°P.U.
Z3 P.U.
0.6891<84.04° P.U.
F-1
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5° P.U.
Z4 P.U.
3.16<82.41° P.U.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05°
P.U.
B.R.
Figura 41: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-1(b).
Página 116
F-1
Z6 P.U.
0.34<85.02°P.U.
Z5 P.U.
0.41<81.21°P.U.
B.R.
Figura 42: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-1(c).
ZTH P.U.
0.19<83.29°P.U.
F-1
B.R.
Figura 43: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el punto F-1.
Página 117
Figura 44: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el punto de falla 2(F-2).
Página 118
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05
° P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6
° P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0021<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
F-2
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0027<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZG (n) P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4 (n) P.U.
5.14<80.5°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
Figura 45: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-2(a).
Página 119
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05°
P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6°
P.U.
ZC-1T (n) P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
F-2
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZC-2T (n) P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
Z2 P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z1 P.U.
2.8<82.51°P.U.
Figura 46: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-2(b).
Página 120
B.R.
Z5 P.U.
0.41<81.21°P.U.
Z3 P.U.
0.60<84.01°P.U.
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZC-2T (n) P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
F-2
Z1 P.U.
2.8<82.51°P.U.
ZTr3(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U. F-2
Z2P.U.
2.8<82.51° P.U.
Zc-2T(n)P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
Z5P.U.
0.20<83.36°
P.U.
B.R.
Figura 47: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-2(c).
Z4 P.U.
0.36<81.66°P.U.
F-2
Z1 P.U.
2.8<82.51°P.U.
Z6 P.U.
0.20<83.36°P.U.
B.R.
Figura 48: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-2(d).
Página 121
Z7 P.U.
0.56<82.25°P.U.
F-2
Z1 P.U.
2.8<82.51°P.U.
B.R.
Figura 49: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-2(e).
ZTH P.U.
0.47<82.29°P.U.
F-2
B.R.
Figura 50: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el punto F-2.
Página 122
Figura 51: Diagrama unifilar representado en secuencia negativa ilustrando el punto de falla 3 (F-3).
Página 123
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05
° P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6
° P.U.
F-3
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0021<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
0.0027<84.3°
P.U.
ZC-2T (n) P.U.
ZG (n) P.U.
0.45<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-2 (n) P.U.
1.56<87.7°P.U.
ZM-4 (n) P.U.
5.14<80.5°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
ZM-3 (n) P.U.
12.245<84.3°P.U.
Figura 52: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-3(a).
Página 124
B.R.
ZCFE (n) P.U.
0.3243<80.05°
P.U.
ZTR-1 (n) P.U.
0.086<85.6°
P.U.
ZC-1T (n) P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
F-3
ZTR-3 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
ZC-2T (n) P.U.
0.0027<35.69°
P.U.
Z2 P.U.
0.2413<87.7°P.U.
Z1 P.U.
2.8<82.51°P.U.
Figura 53: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-3(b).
Página 125
B.R.
Z4 P.U.
0.41 <81.21°
P.U.
ZTR-2 (n) P.U.
0.366<81.9°
P.U.
ZC-1T (n) P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
ZM-1 (n) P.U.
1.0<87.5°P.U.
Z3 P.U.
3.16 <82.41°P.U.
F-3
Z2 P.U.
0.2413<87.7°P.U.
ZTr2(n)P.U.
0.366<81.9°
P.U.
F-3
Z2P.U.
0.2413<87.7°
P.U.
Zc-1T(n)P.U.
0.0021<35.69°
P.U.
Z5P.U.
0.27<82.98°
P.U.
B.R.
Figura 54: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-3(c).
Z5 P.U.
0.36<81.59°P.U.
F-3
Z2 P.U.
0.24<87.7°P.U.
Z6 P.U.
0.27<82.98°P.U.
B.R.
Figura 55: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-3(d).
Página 126
Z7 P.U.
0.63<82.98°P.U.
F-3
Z2 P.U.
0.24<87.7°P.U.
B.R.
Figura 56: Simplificación del diagrama de secuencia negativa para el punto F-3(e).
ZTH P.U.
0.17<86.18°P.U.
F-3
B.R.
Figura 57: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia negativa en el punto F-3.
Página 127
La parte final concerniente a desarrollar la estructura de las redes de secuencia,
consiste en el desarrollo analítico para llegar a la obtención de la red de secuencia
cero, en la cual se deberá considerar los siguientes aspectos:
1) La red de secuencia cero considera para su estructuración los valores de
impedancia para dicha secuencia, así como también, los valores de
impedancia de los elementos de neutro conectados a tierra, si es que estos
llegaran a ser señalados en el diagrama unifilar del sistema en análisis.
2) La norma IEEE Std 141-1993, nos señala para el caso de la red de secuencia
cero, que las conexiones de los elementos tales como son: transformadores,
motores y generadores deberá ser considerada de tal manera que se
determine su forma de conexión en la red de secuencia; dicho de otra manera
la norma señala que según la conexión ya sea delta o estrella de los
elementos mencionados se determinara si serán considerados ser conectados
a la barra de tierra de la red de secuencia, tal y como se señala en el capítulo
2 de esta tesis.
3) Otra consideración importante a mencionarse en este punto de la tesis, es el
que se refiere, a que para efectos del valor de la impedancia de neutro
conectados a tierra de los equipos que según el diagrama unifilar indique, así
su conexión, deberá ser considerados como 3 veces su valor nominal.
Teniendo en consideración las recomendaciones mencionadas anteriormente, es
pertinente continuar con la estructuración de la red de secuencia cero y llegar a
determinar de manera igual el circuito equivalente de Thevenin para dicha secuencia,
y de igual manera que lo realizado para secuencia positiva y negativa dichas redes
serán determinadas para los tres puntos de falla estudiados en el sistema de esta
tesis, considerando así lo siguiente:
Página 128
Figura 58: Diagrama unifilar representado en secuencia cero.
Página 129
B.T.
𝒁𝟎𝑪𝑭𝑬𝑷.𝑼.
𝟎. 𝟎𝟖𝟔𝟕∡𝟖𝟓. 𝟔° 𝐏. 𝐔.
𝒁𝟎𝐓𝐑−𝟏𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒁𝑴−𝟏
𝒁𝑪−𝟏𝑻
𝟎. 𝟑𝟏𝟓 𝑷. 𝑼.
𝟑𝑹𝐍𝐓𝐑−𝟏𝐏.𝐔.
F-1
B-2
13.8 kV
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒁𝑪−𝟐𝑻
𝒏 𝑷.𝑼.
F-2
𝒏 𝒑.𝒖.
𝟑𝑹𝑵𝑻𝑹−𝟐𝑷.𝑼
2. 𝟔𝟎𝟒 𝑷. 𝑼.
𝟎. 𝟑𝟔𝟔∠ 𝟖𝟏. 𝟗°
𝑷. 𝑼. F-3
𝒁𝑻𝑹−𝟐
B-4
2.4 kV
𝟎. 𝟑𝟔𝟔∠ 𝟖𝟏. 𝟗°
𝑷. 𝑼.
𝒁𝑻𝑹−𝟑
𝟏𝟑.𝟎𝟒𝟒 𝑷.𝑼.
𝟑𝑹𝑵𝑻𝑹−𝟑𝑷.𝑼.
B-3
0.48 kV
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝟑𝑹𝑵𝑮𝑷.𝑼.
𝒋𝟓. 𝟐𝟎𝟖 𝑷. 𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒏 𝑷.𝑼.
𝒁𝟎𝑮𝑷.𝑼.
𝟎. 𝟐𝟎∡𝟖𝟓. 𝟑° 𝐏. 𝐔.
𝒁𝑴−𝟐
𝒁𝑴−𝟐
𝒁𝑴−𝟐
𝒁𝑴−𝟒
𝒁𝑴−𝟑
𝒁𝑴−𝟑
B-2
F-1
Z0TR-1 P.U.
0.0867<85.6° P.U.
3RNTR-1P.U.
0.315 P.U.
B.T.
Figura 59: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-1(a).
ZOTHF-1P.U.
0.333<15.043° P.U.
F-1
B.T.
Figura 60: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto F-1.
Página 130
B-4
F-2
Z0TR-3 P.U.
0.3667<81.9° P.U.
3RNTR-3P.U.
13.04 P.U.
B.T.
Figura 61: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-2(a).
ZOTHF-2P.U.
13.097<1.588° P.U.
F-2
B.T.
Figura 62: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto F-2.
Página 131
B-3
F-3
Z 0TR-2 P.U.
0.3667<81.9° P.U.
3RNGP.U.
j5.208 P.U.
Z0GP.U.
0.20<85.3° P.U.
3RNTR-2P.U.
2.60 P.U.
B.T.
Figura 63: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-3(a).
B-3
ZEQ2
5.407<89.826° P.U.
ZEQ1
2.676<7.796° P.U.
F.3
B.T.
Figura 64: Simplificación del diagrama de secuencia cero para el punto F-3(b).
Página 132
ZOTHF-3 P.U.
6.357<65.184° P.U.
F-3
B.T.
Figura 65: Circuito equivalente de Thevenin de la secuencia cero en el punto F-3.
4.1.3 Análisis de cortocircuito
4.1.3.1 Punto de falla F-1
Con la determinación de los circuitos equivalentes de Thevenin para cada red de
secuencia elaborado en el apartado anterior de este capítulo, se tienen los elementos
suficientes para llevar a cabo el análisis de cortocircuito en este punto de falla. A
continuación, en base a lo determinado en la metodología de la norma IEEE Std 1411993 para efectos de cortocircuito, se determinan los niveles de corriente de
cortocircuito tanto monofásica, como también así la magnitud de la corriente de
cortocircuito trifásica. Para efecto del dimensionamiento de los interruptores que se
establecen en el diagrama unifilar del sistema analizado se retomaran los valores de
la corriente de falla de cortocircuito trifásico, tal y como se menciona en la norma
IEEE Std 141-1993.
Página 133
Antes de presentar el desarrollo propio del cálculo de cortocircuito, es preciso
puntualizar que dicho análisis está referido al primer ciclo de la falla, así como
también es importante indicar que el valor de la corriente de falla trifásica y
monofásica que a continuación se determinan son valores de corriente simétrica.
Más adelante durante el desarrollo del análisis para el dimensionamiento de los
equipos de protección se hará el cálculo de las corrientes de falla en términos ahora
de corrientes asimétricas, toda vez que es así como lo indica la norma IEEE Std 1411993.
Retomando los valores de impedancia de los equivalentes de Thevenin para
secuencia positiva, negativa, cero y cero al neutro, a continuación se presenta la
estructura de la red de secuencia del punto de falla F-1.
Página 134
BARRA DE REFERENCIA
E=0.97 < 0º
P.U.
Z1
BARRA DE REFERENCIA
Ia1
Ia2 = 0
Va2
Z2
Z1=0.19 < 83.29º
BARRA DE TIERRA
Ia0 = 0
Va0
Z0
Figura 66: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-1.
Página 135
BARRA DE REFERENCIA (TIERRA)
E
0.97 < 0º P.U.
Va1
0,19 < 83,29º P.U.
Z1
Ia1
Va2
0,19 < 83,29º P.U.
Z2
Ia2
Va0
0,333 < 15.043º P.U.
Z
´
0
Ia0
Z
´
0
= Z0+3Zn=0.333 <15.043° P.U.
Figura 67: Red de secuencia para falla monofásica en el punto F-1.
Página 136
Aplicando la metodología de cálculo expresada en la norma IEEE Std 141-1993, a
continuación se detallan los cálculos para determinar las corrientes de falla
monofásica y trifásica, referenciándose los datos de impedancia al diagrama de
redes de secuencia anterior.
Cálculo de corriente de cortocircuito trifásico en el BUS 2 (F-1).
√
√
Cálculo de la corriente de cortocircuito monofásico para la falla 1.
√
√
4.1.3.2 Punto de falla F-2
Para el punto de falla F-2 se aplica la misma metodología de cálculo expresada en el
punto de falla F-1, considerando para efectos de valor de impedancia lo expresado
en el diagrama de redes de secuencia perteneciente a este estudio teniendo así lo
siguiente:
Página 137
BARRA DE REFERENCIA
E=0.97 < 0º
P.U.
Z1
BARRA DE REFERENCIA
Ia1
Ia2 = 0
Va2
Z2
Z1=0.47 < 82.29º
BARRA DE TIERRA
Ia0 = 0
Va0
Z0
Figura 68: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-2.
Página 138
BARRA DE REFERENCIA (TIERRA)
E
0.97 < 0º P.U.
Va1
0,17 < 86.18º P.U.
Z1
Ia1
Va2
0,17 < 86.18º P.U.
Z2
Ia2
Va0
13.097 < 1.588º P.U.
Z0
Ia0
Z
´
0
= Z0+3Zn=13.097 <1.588° P.U.
Figura 69: Red de secuencia para falla monofásica en el punto F-2.
Página 139
Con respecto a las redes de secuencia anterior se desarrolla a continuación el
cálculo de las magnitudes de cortocircuito trifásica y monofásica para este punto de
falla, de lo cual tenemos:
Cálculo de corriente de cortocircuito trifásico en el BUS 4 (F-2).
√
√
Cálculo de la corriente de cortocircuito monofásica para la falla 2.
√
√
4.1.3.3 Punto de falla F-3
Para el punto de falla F-3 se aplica la misma metodología de cálculo expresada en el
punto de falla F-1, considerando para efectos de valor de impedancia lo expresado
en el diagrama de redes de secuencia perteneciente a este estudio teniendo así lo
siguiente:
Página 140
BARRA DE REFERENCIA
E=0.97 < 0º
P.U.
Z1
BARRA DE REFERENCIA
Ia1
Ia2 = 0
Va2
Z2
Z1=0.17 < 86.18º
BARRA DE TIERRA
Ia0 = 0
Va0
Z0
Figura 70: Red de secuencia para falla trifásica en el punto F-3.
Página 141
BARRA DE REFERENCIA (TIERRA)
E
0.97 < 0º P.U.
Va1
0,47 < 82.29º P.U.
Z1
Ia1
Va2
0,47 < 82.29º P.U.
Z2
Ia2
Va0
6.357 < 65.18º P.U.
Z0
Ia0
Z
´
0
= Z0+3Zn=6.357<65.18° P.U.
Figura 71: Red de secuencia para falla monofásica en el punto F-3.
Página 142
Cálculo de la corriente de cortocircuito trifásica para la falla 3.
√
√
Cálculo de la corriente de cortocircuito monofásica para la falla 3.
A
√
√
Resultados del estudio de cortocircuito
No. Barra
Tensión
(kV)
No. Falla
Icc3Φ
Icc1Φ
(A)
(A)
1
115
CFE
21210
18336.5
2
13.8
1
2135.88
2060.58
3
0.48
2
24824.01 2635.422
4
2.4
3
13726.24 1048.662
Tabla 2: Resultados de las corrientes de cortocircuito trifásica y monofásica para los puntos de falla.
Página 143
4.2 Selección de la capacidad de aguante e interruptiva de los
equipos de interrupción, basada en la corriente de cortocircuito
simétrica, para cada punto de falla del sistema
Desde el punto de vista de la magnitud de la corriente de cortocircuito, para la
selección de los interruptores, se consideran:
 La corriente de cortocircuito máxima instantánea, que el interruptor puede
conducir y soportar, durante el primer medio ciclo.
 La corriente total de cortocircuito, que el interruptor puede interrumpir, cuando
abren sus contactos principales.
 La corriente de cortocircuito instantánea se obtiene multiplicando la corriente
de cortocircuito trifásica simétrica inicial de valor eficaz (rms) o valor de cresta
por un factor de multiplicación, para obtener la corriente de cortocircuito
trifásica asimétrica de valor eficaz, siendo:
1)- De acuerdo a las normas IEEE Std C37.010-1979 e IEEE Std C37.51979, la corriente de cortocircuito trifásica asimétrica de valor eficaz,
para interruptores de alta tensión antes de 1987, resulta:
2)- De acuerdo a la norma IEEE Std C37.13-1979, la corriente de
cortocircuito trifásica asimétrica de valor eficaz, para interruptores de
alta tensión después de 1987, resulta:
Página 144
4.2.1 Dimensionamiento de los Interruptores de media y Alta
Tensión
Dado que el dimensionamiento de los equipos de seccionamiento (Capacidades
Interruptivas) se realiza en base al cálculo de la corriente de cortocircuito trifásica en
una falla franca en el primer ciclo, utilizando la impedancia equivalente en secuencia
positiva, se muestran a continuación los resultados obtenidos para dicho cálculo
desarrollado dentro de este capítulo; estos datos se utilizaran para encontrar el valor
de corriente de cortocircuito asimétrica, definiendo así la capacidad interruptiva de
los interruptores propuestos para el sistema eléctrico de este trabajo de tesis.
El tipo de interruptor de potencia para media tensión en vacío que se propone para
los niveles de tensión de 13.8 kV y 2.4 kV, son marca ABB modelo ADVAC para 15
kV y 4.76 kV respectivamente. Con un tiempo de interrupción de 3 ciclos.
Para falla 1.
Datos obtenidos para la falla 1:
Para los interruptores de media tensión utilizados antes del año de 1987, el valor de
corriente de cortocircuito asimétrica se calcula mediante la ecuación 3).
Página 145
La magnitud obtenida bajo la ecuación anterior representa un valor máximo de
asimetría durante el primer ciclo en la falla franca.
Los interruptores utilizados después del año de 1987, consideran los valores de
cresta de la corriente.
Teniendo la expresión siguiente a partir de la ecuación 4):
Siendo este último valor la magnitud máxima de cresta de la corriente en una falla
sólida en el primer ciclo en el que se presenta la corriente de cortocircuito.
Los cálculos desarrollados anteriormente describen valores de corrientes de
cortocircuito asimétricas para el primer ciclo después de haberse presentado la falla.
El resultado sobre la magnitud de la falla en el punto 1, también puede ser expresado
en términos del valor de la potencia de falla trifásica en dicho punto, por lo cual es
preciso mencionar que el dimensionamiento de los equipos de protección en la falla
1, también se podrá realizar a partir de considerar el valor de la potencia de falla
trifásica, para lo cual tenemos lo siguiente:
√
√
En la tabla número 3, se resumen los resultados calculados para determinar el
dimensionamiento de los equipos de seccionamiento en la falla 1, así como también
las
características
principales
del
equipo
propuesto
en
el
análisis
del
dimensionamiento.
Página 146
Punto de falla 1 (F-1).
Tipo de interruptor: Interruptor de potencia para media tensión en vacío.
Resultados del cálculo del
Características técnicas del interruptor
dimensionamiento.
propuesto.
Marca: ABB
Modelo: ADVAC-AA4G1
Tabla 3: Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 1. Nota: Véase Anexo B.
Para falla 3.
Datos obtenidos para la falla 3:
Para los interruptores de media tensión utilizados antes del año de 1987, el valor de
corriente de cortocircuito asimétrica se calcula mediante la ecuación 3).
La magnitud obtenida bajo la ecuación anterior representa un valor máximo de
asimetría durante el primer ciclo en la falla franca.
Los interruptores utilizados después del año de 1987, consideran los valores de
cresta de la corriente.
Página 147
Teniendo la expresión siguiente a partir de la ecuación 4):
Siendo este último valor la magnitud máxima de cresta de la corriente en una falla
sólida en el primer ciclo en el que se presenta la corriente de cortocircuito.
Los cálculos desarrollados anteriormente describen valores de corrientes de
cortocircuito asimétricas para el primer ciclo después de haberse presentado la falla.
El resultado sobre la magnitud de la falla en el punto 3, también puede ser expresado
en términos del valor de la potencia de falla trifásica en dicho punto, por lo cual es
preciso mencionar que el dimensionamiento de los equipos de protección en la falla
3, también se podrá realizar a partir de considerar el valor de la potencia de falla
trifásica, para lo cual tenemos lo siguiente:
√
√
En la tabla número 4, se resumen los resultados calculados para determinar el
dimensionamiento de los equipos de seccionamiento en la falla 3, así como también
las
características
principales
del
equipo
propuesto
en
el
análisis
del
dimensionamiento.
Página 148
Punto de falla 3 (F-3).
Tipo de interruptor: Interruptor de potencia para media tensión en vacío.
Resultados del cálculo del
Características técnicas del interruptor
dimensionamiento.
propuesto.
Marca: ABB
Modelo: ADVAC-AA4C1
Tabla 4: Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 3. Nota: Véase Anexo B.
Para el dimensionamiento del interruptor de alta tensión correspondiente a la
protección del primario del TR-1, se propone para el nivel de tensión de 115kV, un
interruptor en SF6 marca SIEMENS modelo SPS2-121. Con un tiempo de
interrupción de 3 ciclos.
Para falla en el punto de suministro.
Datos obtenidos para la falla en el punto de suministro:
Para los interruptores de alta tensión utilizados antes del año de 1987, el valor de
corriente de cortocircuito asimétrica se calcula mediante la ecuación 3).
Página 149
La magnitud obtenida bajo la ecuación anterior representa un valor máximo de
asimetría durante el primer ciclo en la falla franca.
Los interruptores utilizados después del año de 1987, consideran los valores de
cresta de la corriente.
Teniendo la expresión siguiente, a partir de la ecuación 4):
Siendo este último valor la magnitud máxima de cresta de la corriente en una falla
sólida en el primer ciclo en el que se presenta la corriente de cortocircuito.
Los cálculos desarrollados anteriormente describen valores de corrientes de
cortocircuito asimétricas para el primer ciclo después de haberse presentado la falla.
El resultado sobre la magnitud de la falla en el punto de suministro, también puede
ser expresado en términos del valor de la potencia de falla trifásica en dicho punto,
por lo cual es preciso mencionar que el dimensionamiento de los equipos de
protección en el punto de suministro, también se podrá realizar a partir de considerar
el valor de la potencia de falla trifásica, para lo cual tenemos lo siguiente:
√
√
En la tabla número 5, se resumen los resultados calculados para determinar el
dimensionamiento de los equipos de seccionamiento en el punto de falla del
suministro (acometida de CFE), así como también las características principales del
equipo propuesto en el análisis del dimensionamiento.
Página 150
Punto de falla de suministro (Acometida CFE).
Tipo de interruptor: Interruptor en SF6 tipo tanque muerto.
Resultados del cálculo del
Características técnicas del interruptor
dimensionamiento.
propuesto.
Marca: SIEMENS modelo SPS2-121
Modelo: SPS2-121-63
Tabla 5: Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla en el punto de suministro
(CFE). Nota: Véase Anexo B.
4.2.2 Dimensionamiento de los interruptores de potencia en baja
tensión
Existen básicamente tres clasificaciones de los interruptores de baja tensión, siendo
los siguientes:
1. Interruptor de caja moldeada.
2. Interruptor de caja aislada.
3. Interruptor de potencia de baja tensión.
Los interruptores de caja moldeada usualmente son los más económicos y tienen
capacidades interruptivas a 480 volts (C.A.) de 22 kA a 65 kA sin fusibles y de hasta
200 kA con fusibles; normalmente se montan en forma fija.
Los interruptores de caja aislada usualmente son de costo intermedio y tienen
capacidades interruptivas a 480 volts (C.A.) de 22 kA a 100 kA; su montaje es de tipo
removible.
Página 151
Los interruptores de potencia de baja tensión usualmente son los más costosos y
tienen capacidades interruptivas a 480 volts (C.A.) de 22 kA a 130 kA sin fusibles y
de hasta 200 kA con fusibles; su montaje es de tipo removible.
De acuerdo a la norma IEEE Std C37.13-1990, la corriente de cortocircuito
instantánea se obtiene multiplicando la corriente de cortocircuito trifásica simétrica
inicial de valor eficaz (rms) por un factor de multiplicación K MBT, para obtener la
corriente de cortocircuito trifásica simétrica de valor eficaz, para los interruptores de
baja tensión; tal como se muestra en las tablas, en función de la relación X/R y el
factor de potencia de la falla, siendo:
Para falla 2.
Para el interruptor de potencia en baja tensión se propone un interruptor automático
marca Merlin Gerin modelo NT06 a 480 V.
Datos obtenidos para la falla 2:
El cálculo para determinar la capacidad interruptora de los interruptores de potencia
en baja tensión se modifica en comparación a los interruptores en media tensión.
Para este tipo de interruptores en baja tensión la corriente de cortocircuito simétrica
calculada es la que se considera para el dimensionamiento por corriente simétrica.
Página 152
FACTORES DE POTENCIA DE
CORTOCIRCUITO DEL
SISTEMA EN %
FACTORES DE MULTIPLICACIÓN PARA CORRIENTE
RELACIÓN X/R
DEL SISTEMA
DE CORTCIRCUITO CALCULADA EN P. U.
INTERRUPTORES SIN
INTERRUPTORES CON
FUSIBLES
FUSIBLES
20
4.9
1.00
1.00
15
6.6
1.00
1.07
12
8.27
1.04
1.12
10
9.95
1.07
1.15
8.5
11.72
1.09
1.18
7
14.25
1.11
1.21
5
20.0
1.14
1.26
Tabla 6: Factores de multiplicación para la selección de la corriente de cortocircuito de los
interruptores de potencia de baja tensión, De acuerdo a la Norma IEEE Std C37-13-1990.
Por lo tanto la corriente interruptiva para el interruptor de potencia en baja tensión
queda de la siguiente manera tomando en cuenta el valor de la relación X/R en el
punto de falla donde se instalara este interruptor:
El resultado sobre la magnitud de la falla 2, también puede ser expresado en
términos del valor de la potencia de falla trifásica en dicho punto, por lo cual es
preciso mencionar que el dimensionamiento de los equipos de protección en el punto
de falla 2, también se podrá realizar a partir de considerar el valor de la potencia de
falla trifásica, para lo cual tenemos lo siguiente:
√
√
En la tabla número 7, se resumen los resultados calculados para determinar el
dimensionamiento de los equipos de seccionamiento en la falla 2, así como también
las
características
principales
del
equipo
propuesto
en
el
análisis
del
dimensionamiento.
Página 153
Punto de falla 2 (F-2)
Tipo de interruptor: Interruptor de potencia en baja tensión automático.
Resultados del cálculo del
Características técnicas del interruptor
dimensionamiento.
propuesto.
Marca: Merlin Gerin
Modelo: NT06
Tabla 7: Características técnicas del equipo de seccionamiento para la falla 2. Nota: Véase Anexo B.
4.2.3 Selección de los elementos fusibles para la protección de los
transformadores en media tensión
Para el caso específico de la protección por fusibles de los transformadores TR-2 Y
TR-3 se empleó un método grafico, que consiste en trazar las curvas características
de estos transformadores, como lo son la curva de daño y la de magnetización, en
ambos casos ya que al ser equipos con la misma capacidad de potencia y misma
tensión en el primario (lado a definir la protección), las curvas de daño y
magnetización son similares, por lo tanto, el dimensionamiento del elemento fusible
para su protección es igual en método y valores, el cual se presentará a continuación
mostrando el cálculo referido con respecto al transformador 2 (TR-2).
Se calcularán valores de corriente relevantes para el dimensionamiento del elemento
fusible en el transformador, las cuales son: la corriente nominal del transformador en
el lado a proteger y la corriente de sobrecarga del transformador.
Cálculo de corriente nominal en el lado primario del transformador.
√
√
Página 154
Cálculo de corriente de sobrecarga en el lado primario del transformador.
A continuación se procedió a recopilar algunos datos relevantes del transformador,
los cuales serán utilizados, para trazar la curva de daño del mismo, de acuerdo a la
norma ANSI C57-109.
Dado que se trata de un transformador trifásico y con respecto a su nivel de potencia,
se determina que este transformador pertenece a la categoría II. Para esta categoría
la curva de daño del transformador esta consiste en dos partes una mecánica y otra
térmica, la parte mecánica de esta curva se determina por:
Curva de daño del transformador parte mecánica de acuerdo a la norma ANSI
C57-109.
Punto 1
Punto 2
Punto 3
Punto 4
Página 155
Para definir la parte térmica de esta curva se emplearán las siguientes expresiones:
Curva de daño del transformador parte térmica de acuerdo a la norma ANSI
C57-109.
Punto 5
Punto 6
Punto 7
Una vez determinados los puntos de la curva de daño del transformador, se
determina otra curva que será necesaria para el dimensionamiento del elemento
fusible del equipo a proteger, esta es la curva de magnetización. Esta es calculada
por medio de las siguientes expresiones:
Curva de magnetización del transformador
Punto 1
Punto 2
Punto 3
Página 156
Punto 4
Para determinar la capacidad del elemento fusible el cual protegerá a los
transformadores 2 y 3 se empleará el método grafico; el cual consiste en los
siguientes pasos:
a) Trazo de la curva de daño del transformador de acuerdo a la norma ANSI
C57-109, los puntos de esta curva ya fueron determinados en los cálculos
anteriores (curva de daño parte térmica y mecánica). Por lo que se
procede a trazar esta curva en color rojo.
b) Trazo de la a curva de magnetización del transformador de acuerdo a la
norma ANSI C57-109. Esta se traza en color azul.
1. Después de conocer estas curvas se busca con un fabricante la curva de un
elemento fusible cuyas condiciones deben cumplir los siguientes aspectos:
a) La curva del fusible bajo ningún motivo debe tocar la curva de
magnetización del transformador siempre estando en un nivel de corriente
mayor a la curva de magnetización del mismo.
b) La curva del fusible deberá estar por debajo de la curva de daño del
transformador en el nivel de cortocircuito trifásico.
c) Dentro de las características del elemento fusible, este debe soportar tanto
la corriente nominal del transformador, como la corriente de sobrecarga del
mismo.
Página 157
El trazo de la curva del fusible se hará en color negro. Y posteriormente se colocarán
las
características
correspondientes
al
fusible
elegido
para
proteger
los
transformadores 2 y 3. Además en la curva que se presenta a continuación, también
se detallarán los datos de las corrientes nominal, sobrecarga y de cortocircuito
trifásico en el bus 2.
A continuación se presenta el juego de curvas del transformador y el fusible elegido
según lo indicado en las consideraciones anteriores:
1000
100
Curva de daño
Curva de Magnetización
10
Curva del Fusible
Corriente (A)
Corriente Nominal
1
Corriente de Sobrecarga
Corriente de Cortocircuito
Trifásico
0.1
0.01
1
10
100
Tiempo (s)
1000
Figura 72: Curvas de daño, magnetización del transformador y de operación del fusible para la
selección del elemento fusible. Nota: Véase Anexo B.
Página 158
A partir de efectuar un análisis a lo plasmado en la gráfica anterior, se identifica como
factible el uso del elemento fusible graficado, el cual tiene las siguientes
características técnicas:
4.3 Calculo de energía incidente por arco eléctrico.
Calculo de la energía incidente producida por el efecto de arco eléctrico en el BUS 4
(F-2) en 480 Volts.
Cálculos correspondientes a la norma NFPA 70E-2012.
1.- Modelo para el cálculo de la zona de protección por arco eléctrico, de acuerdo a
la NFPA 70E-2012. La norma NFPA 70E-2012 utiliza el producto de falla de
cortocircuito trifásica sólida en MVAs por el tiempo de liberación y si este producto es
menor de 300 kA-ciclo, la distancia de protección del arco eléctrico debe ser de 4
pies.
Las ecuaciones siguientes calculan la zona (límite) de protección del arco eléctrico,
para un sistema eléctrico industrial y fallas en transformadores, siendo:
La energía incidente originada por el arco eléctrico, se da por las expresiones
siguientes:
[
[
]
]
Página 159
2.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico, de acuerdo a la
NFPA 70E-2012.
Energía incidente “
” en cal/cm2, en un gabinete, considerando la corriente de falla
trifásica simétrica:
[
]
[
]
Cálculos correspondientes a la norma IEEE Std 1584-2002.
1.- Modelo para el cálculo de corriente de falla por arco eléctrico, de acuerdo a la
norma IEEE Std 1584-2002 y considerando una corriente de falla trifásica simétrica
se tiene lo siguiente:
Para un voltaje de bus < 1 kv y 700 a
106 kA. y considerando una corriente
de falla trifásica simétrica se tiene lo siguiente:
1.1.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico, de acuerdo a
la norma IEEE Std 1584-2002 y considerando una corriente de falla trifásica simétrica
se tiene lo siguiente:
Página 160
Finalmente, la energía incidente considerando una corriente de falla trifásica
simétrica se obtiene como:
/
/
2.- Modelo para el cálculo de la energía incidente por arco eléctrico normalizado, de
acuerdo a la norma IEEE Std 1584-2002.
La energía incidente se convierte a un valor normalizado, por la expresión siguiente:
(
(
)(
EXPONENTE DE LA
)(
)
)
TIPO DE EQUIPO
TENSIÓN DEL SISTEMA
DISTANCIA X
EN kV
1.473
INTERRUPTOR
1
1.641
PANEL
1
0.973
INTERRUPTOR
2
CABLE, AIRE ABIERTO
>1
0.208
Vn
15 kV
Tabla 8: Exponentes de distancia según el tipo de interruptor.
3.- Modelo para el cálculo de la zona de protección por arco eléctrico, de acuerdo a
la norma IEEE Std 1584-2002.
El límite de protección por arco eléctrico, se calcula por:
[
*
(
(
)(
)(
)]
)+
Página 161
Determinación técnica a partir del cálculo de energía
incidente por arco
eléctrico en el bus 4 (F-2).
En función a lo determinado por los cálculos anteriores, referentes a arco eléctrico y
los cuales como se explica en su procedimiento de análisis, fueron ejecutados
siguiendo la metodología de indicado en las normas NFPA 70E-2012 e IEEE Std
1584-2002; se llega a la siguiente conclusión:
A partir de tener en ambos cálculos energías incidentes por efectos de arco eléctrico
y con base a una corriente de falla trifásica por debajo al nivel de 5 cal/cm2, la norma
IEEE Std 1584-2002, nos indica tener un nivel 1 de protección para los trabajos en el
punto analizado; nivel de protección que nos indica que para ejecutar trabajos con un
nivel de energía incidente menor a 5 cal/cm2. Será preciso equipar a nuestro
personal operario y especialista con la ropa en 100 % fibras de algodón y utilizando
los elementos básicos de seguridad para trabajar con áreas en vivo. Así mismo no se
considera un análisis para efecto de arco eléctrico en los otros buses del sistema
bajo análisis en esta tesis, ya que al ser buses con niveles de media y alta tensión, la
norma nos refiere a ejecutar las maniobras necesarias en dichos buses con los
equipos desenergizados.
Resultados de estudio de arco eléctrico (ARC FLASH)
Parámetros dimensionados
Norma NFPA 70E-
Norma IEEE Std 1584-
2012
2002
Energía incidente
Distancia mínima de protección
por arco eléctrico
Nivel de aislamiento
Tabla 9: Resultados de estudio de arco eléctrico (ARC FLASH).
Página 162
4.4 Factibilidad económica del estudio de cortocircuito en un
sistema eléctrico industrial
Como ya se ha mencionado en los capítulos anteriores de esta tesis, el estudio de
cortocircuito es una herramienta fundamental para el correcto análisis de cualquier
sistema eléctrico dado, en particular para el contexto de esta tesis, es imprescindible
considerar al estudio de cortocircuito como la herramienta básica y fundamental que
se tiene para cimentar las bases de un análisis eléctrico adecuado referido a un
sistema eléctrico industrial; de tal manera es preciso establecer que la ejecución de
un estudio de cortocircuito de características iguales y/o similares a las desarrolladas
en este trabajo de tesis tendrá que ser considerado desde el punto de vista técnico,
como un estudio factible de ejecutar.
En concordancia a lo puntualizado en el párrafo anterior, es que se puede establecer
al estudio de cortocircuito, como una herramienta viable y por ende factible desde el
punto de vista técnico. Ahora bien a continuación se establecerán las bases bajo las
cuales se determinara la factibilidad del estudio de cortocircuito para el análisis de un
sistema eléctrico industrial desde el punto de vista económico.
La ejecución de un estudio de cortocircuito completo y con el estricto cumplimiento
de la metodología establecida en la normatividad aplicable en la materia, nos permite
obtener de dicho estudio, una serie de resultados de suma valía para poder ejecutar
con ellos una gran variedad de análisis, dimensionamientos y estudios en varias
aristas. En el caso particular de un sistema eléctrico industrial como fue el caso que
se analizó en esta tesis, el estudio de corto circuito presentado en una parte del
capítulo número 4 de este trabajo, nos dio la oportunidad de retomar valores tales
como las corriente de falla en varios puntos asignados del sistema estudiado, para
con ellos determinar la dimensión de equipos de seccionamiento y protección, así
como también establecer los efectos por arco eléctrico en el área de baja tensión del
sistema eléctrico analizado. A partir de lo antes mencionado, se observa como los
resultados que
arroja un estudio de cortocircuito pueden ser retomados de una
Página 163
manera muy útil con el fin de analizar de manera más completa un sistema eléctrico
industrial
y por ende llegar a tener la capacidad de presentar soluciones y/o
recomendaciones sobre aspectos fundamentales como lo son la protección y
confiabilidad, los cuales se requieren en cualquier sistema eléctrico.
A partir de conocer ciertos alcances que se pueden llegar a tener al ejecutar un
estudio de cortocircuito a un sistema eléctrico industrial, más en específico a los
alcances mencionados en el párrafo anterior, es posible determinar que la inversión
económica que se realiza al ejecutar un estudio de cortocircuito se deberá considerar
económicamente viable y factible. Lo anterior en consecuencia de que al hacer
una inversión económica con el fin de realizar un estudio de cortocircuito nos dará los
resultados técnicos necesarios para poder ampliar las áreas de oportunidad con el fin
de llevar a cabo más análisis en puntos específicos de un sistema eléctrico industrial,
bajo un mismo orden de inversión económica; o dicho en otras palabras, la inversión
económica que conlleve la contratación de una consultoría técnica para ejecutar el
estudio de cortocircuito de un sistema eléctrico industrial, generara que se tengan al
final de su realización, resultados técnicos que nos permitirán hacer una serie de
estudios adicionales tales como lo son el dimensionamiento de equipos de protección
o efectos por arco eléctrico. Y que para el particular caso de esta tesis fueron
llevados a cabo.
Al no requerir la ampliación del margen de inversión económica con el fin de llevar a
cabo estudios o análisis adicionales al propio de cortocircuito, se está en
posibilidades de establecer al estudio de cortocircuito como una inversión factible
económicamente de realizar, toda vez de que con una sola inversión de carácter
económico que se realice para contratar los servicios técnicos para la ejecución de
un estudio de cortocircuito, se estará en posibilidades de analizar más aspectos
eléctricos sobre el sistema que se esté pretendiendo estudiar.
Página 164
A continuación se ilustra de manera gráfica como un cierto flujo de inversión
económica enfocado a contratar los servicios técnicos para desarrollar un estudio de
cortocircuito nos abre más áreas de oportunidad para llevar a cabo análisis eléctricos
fundamentales que siempre debemos considerar para un sistema eléctrico industrial.
Para contratar
Flujo de
Estudio de
inversión
cortocircuito
económica
Lograr generar más
áreas de
oportunidad
Realizar
Dimensionamiento
de equipos
Realizar estudio de
arco eléctrico
Figura 73: Flujo de inversión para determinar la factibilidad económica.
Página 165
CONCLUSIONES
Este trabajo de tesis se rigió bajo el estudio de dos fallas comunes dentro de un
sistema eléctrico industrial, con parámetros referidos a la Ciudad de México y con
valores que se pueden encontrar en la industria en México. Se analizaron las fallas
trifásica y monofásica, siendo muy útil la falla trifásica para determinar el
dimensionamiento de los equipos de seccionamiento de acuerdo a su capacidad
interruptiva y por otro lado estudiar la energía por arco eléctrico (arc flash) debido
a la presencia de una falla de cortocircuito trifásica. Como se sabe existen
principalmente 4 tipos de fallas dentro de un sistema eléctrico en cuanto a
corrientes de cortocircuito se refiere, la monofásica (una fase a tierra), la bifásica,
la bifásica a tierra (dos fases a tierra) y la trifásica. Siendo la falla monofásica y
trifásica el estudio en el que se basa esta tesis. Lo concerniente a los cálculos
desarrollado y presentado en este trabajo se rigió bajo lo establecido en la
normatividad aplicable para dicho estudio, siendo para tal caso la norma IEEE Std
141-1993.
Estas dos fallas fueron consideradas debido a que sus valores de corriente son de
suma importancia para la aplicación de un estudio de cortocircuito, dado que una
falla monofásica es la más común de presentarse dentro de un sistema eléctrico
ya sea en baja, media o alta tensión, teniendo un porcentaje de ocurrencia que se
encuentra en el orden del 70 al 85 %; por otro lado la falla trifásica tiene su
porcentaje de ocurrencia en el orden del 2 al 5%. Pese a que la ocurrencia de una
falla trifásica es mucho menor a la monofásica esta última por lo general presenta
el valor de corriente de cortocircuito (ICC) de mayor magnitud, provocando mayores
daños a los equipos y demás elementos que conforman el sistema eléctrico, al
tomar el valor de la corriente de cortocircuito trifásica se considera un escenario de
falla crítica al presentarse una contingencia.
Página 166
Una vez realizado los cálculos pertinentes para obtener el nivel de cortocircuito en
los buses 2, 3 y 4 del sistema propuesto en esta tesis, donde se estudió la falla
monofásica y trifásica, se analizaron los distintos valores de corriente de
cortocircuito obtenidos en los buses antes mencionados y para esto se corroboro
que generalmente la corriente de cortocircuito trifásica es mayor que la corriente
de cortocircuito en la falla monofásica. Para nuestro estudio hubo una
particularidad donde en el bus cuatro (B-4) para la falla dos (F-2), la corriente de
cortocircuito monofásica era mayor que la trifásica, por lo fue necesario calcular
una resistencia en el neutro de los transformadores para disminuir la corriente de
cortocircuito monofásica en el bus de 480 Volts.
Una corriente de cortocircuito monofásica por si sola trae consigo una magnitud
elevada de corriente, por lo que es necesario puntualizar que existen elementos
que pueden minimizar considerablemente este valor de corriente de falla, si se
tiene un valor para tales que logren este objetivo. Dentro de la industria se llegan a
encontrar algunas máquinas rotativas y estáticas que en su neutro tienen
conectados elementos pasivos o bien elementos reactivos a tierra, elementos
mejor conocidos como resistores y reactores, siendo estos quienes juegan un
papel importante para minimizar el valor tan elevado de dicha corriente. Para tal
caso la corriente de cortocircuito trifásica no se considera ya que la falla trifásica
es balanceada y por consiguiente no circula corriente por el neutro. Por lo que
para el estudio de cortocircuito presentado en este trabajo los resistores y
reactores presentes en las máquinas del sistema eléctrico ayudaron a que este
valor de sobrecorriente monofásica fuese de magnitud menor, si estos valores de
resistencia y reactancia inductiva no fuesen los correctos la sobrecorriente sería
mayor, y se tendría que proponer en un futuro la modificación de dichos valores al
neutro.
Página 167
Al presentarse una falla es indispensable que los equipos de seccionamiento
actúen de manera rápida y precisa, e interrumpan a la brevedad el flujo de la
corriente de cortocircuito. Por lo que es preciso que los equipos de protección
instalados en el sistema cumplan con la capacidad interruptiva mínima necesaria
para actuar ante una falla.
La corriente de cortocircuito obtenida en los puntos de falla analizados dentro del
sistema es una corriente simétrica de valor eficaz (rms), sin embargo, para el
correcto dimensionamiento de los equipos de seccionamiento y así determinar la
capacidad interruptiva adecuada para el estudio presentado en este trabajo de
tesis se requirió de la corriente asimétrica de valor eficaz (rms), tomando en
cuenta lo establecido en las normas IEEE Std C37.5-1979, IEEE Std C37.10-1979
y la norma IEEE Std C37.13-1990, para encontrar un factor de multiplicación para
la corriente de cortocircuito trifásica simétrica de valor eficaz.
Para los interruptores de media y alta tensión la capacidad interruptiva fue
calculada para interruptores utilizados después del año de 1987 donde se
considera un factor de multiplicación de 2.7, dando como resultado el valor de la
magnitud máxima de cresta de corriente en una falla franca en el primer ciclo
después de haberse presentado la contingencia.
Para interruptores de potencia en baja tensión propuestos en este estudio, la
norma IEEE Std C37.13-1990, la corriente de cortocircuito instantánea se obtiene
multiplicando la corriente de cortocircuito trifásica simétrica inicial de valor eficaz
(rms), por un factor de multiplicación que se obtiene en función de la relación X/R
de la falla.
Página 168
Con referencia a lo analizado en esta tesis para los fenómenos de flameo
provocados por la energía del arco eléctrico, se puede llegar a concluir una serie
de aspectos fundamentales sobre la importancia que se tiene en llevar a cabo un
estudio de cortocircuito con el fin de analizar los efectos producidos por cualquier
tipo de falla, en términos de la cantidad de energía calorífica liberada por el arco
eléctrico generado en la falla y a partir de dicho análisis, contar con un panorama
amplio sobre las medidas de seguridad que debemos aplicar para trabajar en las
distintas áreas de un sistema eléctrico industrial, en las cuales se requiera llevar a
cabo actividades de mantenimiento o puesta en marcha de equipos eléctricos
diversos.
Hoy en día el fenómeno del arco eléctrico, es una área de oportunidad muy
recurrente de análisis e innovación, ya que es el valor de la vida humana lo que se
persigue conservar en cualquier actividad donde se tengan equipos energizados y
por ende la posibilidad de encontrarse con un fenómeno de arco eléctrico.
Al tener un estudio de cortocircuito de las características como el presentado en
esta tesis, es posible tener los elementos y datos necesarios para realizar un
análisis sobre los efectos del arco eléctrico que se pueden desprender a partir de
manejar ciertos valores de corriente de falla, ya sea monofásica o trifásica. Una
vez entendido lo anterior, es posible determinar al estudio del arco eléctrico, como
una ampliación bastante productiva y ampliamente justificada del estudio propio de
cortocircuito.
Los resultados obtenidos en el análisis del fenómeno del arco eléctrico mostrado
en el presente trabajo de tesis, es importante mencionar que son referidos a la
normatividad aplicable en la materia, más en específico a lo establecido en las
normas
NFPA-70E-2012 y IEEE Std 1584-2002 y de las cuales también se
desprenden las recomendaciones hechas en este trabajo, a partir de los
resultados arrojados por el estudio de arco eléctrico efectuado en esta tesis.
Página 169
Como ya se mencionó anteriormente, esta tesis se basó en el análisis de un
sistema eléctrico industrial, que involucra en su estructura tres distintos niveles de
tensión, los cuales son de 115 kV para alta tensión, 13.8 y 2.4 kV para media
tensión y 480 volts para baja tensión, de lo cual nos permite concluir el primer
aspecto para el estudio del fenómeno del arco eléctrico y que va en el sentido de
establecer que para niveles de alta y media tensión, las actividades que se
desarrollan en las áreas del sistema eléctrico con esos niveles de tensión de
operación, deberán realizarse con los equipos totalmente desenergizados, ya que
por las características propias del nivel de tensión, cualquier trabajo en vivo
implicaría llevar a cabo una serie de actividades de gran maniobra y logística para
efectuar dichos trabajos, lo cual para en un sistema industrial radica poco factible
en razón económica, por el alto costo de los equipos de protección que se
necesitan para ejecutar maniobras en equipos energizados en niveles de alta y
media tensión.
Ahora bien, en referencia al nivel de la baja tensión y que para la mayoría de los
casos en los sistemas industriales, es la tensión de operación más aplicable en los
equipos con operarios humanos en contacto directo con los mismos, las
exigencias y requerimientos en cuestión de protocolos y niveles de seguridad
deben ser más significativos, por el hecho de saber que en la baja tensión, se
pueden efectuar maniobras de manteamiento y operación de equipos con líneas
energizadas o como comúnmente se menciona, trabajar con líneas vivas,
eléctricamente hablando.
Es por lo anterior que se concluye, que un estudio de arco eléctrico es factible de
realizar, en los puntos donde se tengan niveles de baja tensión de operación, ya
que serán las áreas donde se pueden llegar a presentar trabajos con instalaciones
energizadas y por ende existir el riesgo de un fenómeno de arco eléctrico que nos
genere condiciones inseguras de trabajo para el personal que sea destinados
efectuar dichas actividades.
Página 170
El estudio de arco eléctrico, referido en esta tesis, fue ejecutado en el bus de baja
tensión (480 volts), a partir de lo concluido en el párrafo anterior, así mismo por
ser el bus donde se pueden llegar a tener equipos en los cuales su operación
implique la presencia de personal cercano a su punto de operación.
En materia de los resultados obtenidos en el análisis del efecto del arco eléctrico,
por los niveles de falla de cortocircuito en el punto de estudio, tenemos que la falla
de cortocircuito monofásica se encuentra en un nivel considerablemente menor
con respecto a lo obtenido para la falla trifásica y la cual como ya fue explicado, es
la de mayores consecuencias; de tal manera que el análisis efectuado en esta
tesis para determinar la cantidad de energía incidente producida por una falla de
cortocircuito trifásica simétrica, nos arroja valores de energía incidente por debajo
de las 5 cal/cm2. Para las dos metodologías de cálculo propuestas en esta tesis y
que son referidas a las normas NFPA-70E-2012 y IEEE Std 1584-2002
respetivamente.
A partir de lo anterior las normas NFPA-70E-2012 Y IEEE Std 1534-2012, nos
recomiendan manejar en dicho punto de análisis, un nivel 1 de seguridad y para el
cual podríamos concluir, que maneja las condiciones básicas de seguridad para
realizar cualquier actividad en áreas con niveles de baja tensión; lo cual
representa un mínimo riesgo cuando se realizan los trabajos de operación y
mantenimiento con los circuitos energizados. Los equipos de seguridad personal
son de tipo convencional: casco, ropa de algodón, zapatos dieléctricos, guantes,
etc.
Página 171
GLOSARIO DE TERMINOS
CFE.- Comisión Federal de Electricidad.
Corriente Asimétrica.- Combinación de la componente simétrica y la componente
de corriente directa de la corriente.
Corriente de Cresta.- Corriente instantánea más alta durante un periodo.
Cortocircuito.- Es la conexión anormal (incluyendo arco) de impedancia
relativamente baja, entre dos puntos de diferente potencial ya sea accidental o
intencional.
Flameo por arco eléctrico (Arc Flash).- Es el rompimiento dieléctrico del aire
dentro de un equipo eléctrico, entre dos conductores energizados o de un
conductor energizado a tierra.
IEEE.- Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica.
Primer ciclo de Trabajo.- Valor máximo calculado de la corriente de cortocircuito
en el primer ciclo con cualquier multiplicador aplicable para corriente de falla en la
relación X / R.
Relación X/R.- Es la relación a frecuencia nominal de la reactancia y resistencia
efectiva para el cálculo de cortocircuito.
SEN.- Sistema Eléctrico Nacional
Página 172
BIBLIOGRAFÍA
GLOVER, J. Duncan, SARMA, Mulukutla S. “Sistemas de potencia análisis y
diseño”, tercera edición, Editorial Thomson, México 2004.
ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Fundamentos de Instalaciones Eléctricas en
Mediana y Alta Tensión”, segunda edición, Editorial Limusa Noriega
Editores, México 2005.
Gerencia de distribución de CFE, Líneas y redes de distribución, sexto
semestre, Manual de líneas y redes de distribución, 2012.
SENNER, Adolf. “Principios de Electrotecnia”, primera edición, Editorial
Reverte, Barcelona 1994.
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http://www.amesa.com.mx/pararrayos.shtml, 08/06/2013, 12:33.
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Eléctricas”, segunda edición, Editorial Limusa Noriega Editores, México
2005.
ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Fundamentos de electricidad, dispositivos y
circuitos de corriente directa y alterna”, primera edición, Editorial Limusa
Noriega Editores, México 1994.
ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “Protección de sistemas de instalaciones
eléctricas y comerciales”, segunda edición, Editorial Limusa Noriega
Editores, México 2003.
Página 173
QUITANILLA MARTÍNEZ, Juan. “Experiencias concretas en innovación de y
aprendizaje tecnológico en la empresa de luz y fuerza del centro”, primera
edición, Editorial Fomento, México 1997.
ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. “El ABC de Calidad de la Energía Eléctrica”,
primera edición, Editorial Limusa Noriega Editores, México 2008.
GRAINGER, John Joseph, STEVENSON, William D. “Análisis de Sistemas de
Potencia”, primera edición, Editorial McGraw-Hill, México 1996.
NMX-J-098-ANCE. “Sistemas eléctricos de potencia-suministro-tensiones
eléctricas normalizadas”.
IEEE Std 141-1993. “Recommended practice for electric power distribution
for industrial plants”.
IEEE Std 242-2001. “Recommended practice for protection and coordination
of industrial and commercial power systems”.
IEEE Std C37.5-1979. “Guide for calculation of fault currents for aplication of
AC high-voltaje circuit breakers rated on a total current basis”.
IEEE Std C37.10-1979. “Guide of Diagnostics and failure investigation of
power circuit breakers”.
IEEE Std C37.13-1990. “Low voltage AC power circuit breakers used in
enclosures”.
IEEE Std C57.109-1985. “Guide for transformer Through-Fault-Current
Duration”.
NFPA-70E-2012. “Standar for electrical safety in the workplace”.
IEEE Std 1584-2002. “Guide for arc flash hazard calculations”.
Página 174
ANEXOS
Página 175
NORMA
NORMA MEXICANA ANCE
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA - SUMINISTRO TENSIONES ELÉCTRICAS NORMALIZADAS
NMX-J-098-ANCE-1999
POWER SYSTEMS - SUPPLY - STANDARD VOLTAGES
La presente norma fue emitida por la Asociación Nacional de Normalización y Certificación del Sector
Eléctrico, “ANCE”, en fecha 17-06-99, y aprobada por el Comité de Normalización de la ANCE,
“CONANCE”, y por el Consejo Directivo de la ANCE.
La entrada en vigor de esta norma será 60 días después de la publicación de su declaratoria de vigencia
en el Diario Oficial de la Federación.
Esta Norma es de aplicación Nacional.
CONANCE
©COPYRIGHT.
Derechos reservados a favor de la Asociación Nacional de
Normalización y Certificación del Sector Eléctrico, A.C.
Cancela a la:
NMX-J-098-1978
NMX-J-098-ANCE-1999
3/9
3.16
tensiones eléctricas restringidas: valores de tensión eléctrica nominal normalizados existentes
en secciones del sistema eléctrico cuyo crecimiento debe limitarse, aceptando inevitablemente algunas
ampliaciones moderadas debido a que por su grado de desarrollo y al valor de las instalaciones, no es posible
eliminar.
3.17
tensiones eléctricas congeladas: valores de tensión eléctrica nominal normalizados existentes en
secciones del sistema eléctrico que no tienen crecimiento y se eliminan progresivamente, hasta su
desaparición, mediante la conversión a la tensión eléctrica preferente más próxima.
4
CLASIFICACIÓN
Por nivel de tensión eléctrica del sistema, las tensiones eléctricas normalizadas se clasifican en:
-
Baja tensión, desde 100 V hasta 1 000 V;
Media tensión, mayor de 1 000 V hasta 34,5 kV;
Alta tensión, mayor de 34,5 kV hasta 230 kV; y
Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
Por su uso las tensiones eléctricas se clasifican en:
- Tensiones eléctricas preferentes;
- Tensiones eléctricas restringidas; y
- Tensiones eléctricas congeladas.
5
ESPECIFICACIONES
5.1
Tensiones eléctricas normalizadas
Las tensiones eléctricas normalizadas del sistema son las indicadas en la tabla 1.
5.2
Selección de la tensión eléctrica normalizada
Cuando un sistema nuevo es construido o cuando un nivel nuevo de tensión eléctrica se integra a un existente
debe seleccionarse uno o más de los sistemas preferentes de tensión eléctrica nominal de la tabla 1. La
selección lógica y económica depende de varios factores, tales como el tipo y el tamaño del sistema.
Para cualquier tensión eléctrica nominal de sistema, las tensiones eléctricas reales existentes en varios puntos
y tiempos de cualquier sistema eléctrico, se recomienda que estén comprendidas dentro de las tolerancias
dadas en la tabla 1.
El diseño y operación de sistemas eléctricos y el diseño de equipos alimentados por tales sistemas deben
coordinarse con respecto a estas tensiones eléctricas de tal forma que los equipos funcionen
satisfactoriamente en la banda de tensiones de utilización que se encuentran en el sistema.
NMX-J-098-ANCE-1999
4/9
5.3
Tensiones eléctricas existentes
Otras tensiones existentes en varios puntos se especifican en la tabla 1, aunque algunos factores económicos
requieren que éstas continúen en uso, y en algunos casos puede ser que su uso se extienda, debe
considerarse que es conveniente evitar su utilización en nuevos sistemas o en nuevos niveles de tensión
eléctrica.
Los sistemas de 4 160 V, 6 900 V y 13 800 V son particularmente utilizadas en sistemas industriales que
suministran energía, principalmente, a cargas polifásicas, incluyendo motores de gran capacidad porque estas
tensiones corresponden a motores de 4 000 V, 6 600 V y 13 200 V.
6
MÉTODO DE PRUEBA
El método de prueba aplicable para determinar el cumplimiento de la presente norma consiste en la medición
con equipo calibrado para tal fin.
NMX-J-098-ANCE-1999
5/9
TABLA 1.- Tensiones eléctricas normalizadas
Clasificació
n
Baja tensión
Media
tensión
Alta tensión
Extra alta
tensión
Tensión eléctrica nominal del sistema (1)
Tensión eléctrica de servicio
V
V
1 fase
3 hilos
3 fases
3 hilos
3 fases
4 hilos
máximo
mínimo
120/240
----
---480
-220 Y/127
480 Y/277
--(2)
---13 800 Y/7 970
-23 000 Y/13 280
-34 500 Y/19 920
126/252
231/133,3
504/291
504
2 520
4 368
7 245
14 490
14 490/8 366
24 150
24 150/13 943
36 225
36 225/20 915
108/216
198/114,3
432/249,4
432
2 160
3 744
6 210
12 420
12 420/7 171
20 700
20 700/11 951
31 050
31 050/17 927
72 450
89 250
120 750
144 900
169 050
241 500
62 100
76 500
103 500
124 200
144 900
207 000
420 000
360 000
2 400
4 160
-13 800
-23 000
-34 500
-69 000
85 000
115 000
138 000
161 000
230 000
400 000
Tensión eléctrica
nominal de
utilización
V
(3)
115/230
208 Y/120
460 Y/265
460
2 300
4 000
6 600
13 200
NOTAS
1
2
3
4
(1)
(2)
(3)
En esta tabla no se muestran las tensiones congeladas que están en uso actualmente, por que la tendencia
es su desaparición (ver Apéndice A).
El valor máximo y mínimo de la tensión eléctrica de servicio se obtiene aplicando la tolerancia de +5% y -10%
al valor de la tensión eléctrica nominal del sistema.
La tolerancia de +5% y -10% para obtener la tensión eléctrica de servicio, es recomendada, ya que permite
disminuir la diferencia entre las bandas de tensión eléctrica (por ejemplo 120 V vs. 127 V), sin embargo
prevalece la establecida en el Reglamento de la Ley del Servicio Público de la Energía Eléctrica.
Los niveles aquí establecidos y sus tolerancias sólo aplican para niveles de tensión eléctrica sostenidos y no
para fallas momentáneas que puedan resultar de causas tales como operación de maniobra, corrientes de
arranque de motores o cualquier otra condición transitoria.
Las tensiones nominales preferentes son las que se presentan subrayadas, el resto son tensiones restringidas.
Tensión eléctrica nominal de distribución subterránea en media tensión.
La tolerancia de la tensión eléctrica nominal de utilización está en función de la tensión eléctrica máxima de
servicio y de la caída de máxima permisible en la instalación del usuario.
Interruptores de potencia
en Baja Tensión
Masterpact NT y NW
Merlin Gerin
E58856
ahora
nada será igual
E58880
A partir de
Desde hace tiempo el original Masterpact se estableció como la
referencia del interruptor de potencia alrededor del mundo. Al paso de
los años, otros fabricantes internacionales han tratado de mantenerse
en el mercado desarrollando productos que incorporan las
características más innovadoras del Masterpact, incluyendo su técnica
de corte, su diseño modular y el uso de materiales especiales.
Hoy, Schneider Electric continúa innovando con las nuevas gamas de
Masterpact NT y NW. A todas las cualidades de los interruptores
automáticos actuales, seccionabilidad, selectividad y bajo mantenimiento,
se añaden las funciones integradas de comunicación y de medición en
tamaños optimizados.
Masterpact NT y NW integran todos los avances tecnológicos que
permiten incrementar sus desempeños en condiciones de explotación
aún más seguras. Su facilidad de instalación y de puesta en marcha,
sus funciones sencillas e intuitivas y su concepción respetuosa con la
conservación del medio ambiente lo convierten en el interruptor
automático de nuestro tiempo.
1
Masterpact
Schneider Electric
E58873
El máximo poder
en distribucion de potencia
Nuevo Masterpact,
nuevos niveles de desempeño
Cinco niveles de capacidad de interrupción
025855
029693
N1: capacidades destinadas a aplicaciones normales de bajos niveles de
cortocircuito.
H1: interruptores utilizados en sectores industriales que requieren niveles de
cortocircuito elevados. Igualmente válidos para instalaciones que requieran dos
transformadores en paralelo.
H2: interruptores automáticos de elevadas características utilizadas en la industria
pesada con riesgos de cortocircuitos muy elevados.
H3: como interruptores principales en instalaciones de muy elevado desempeño
utilizadas en aplicaciones críticas o donde elevados niveles de capacidades de
interrupcion deben ser asociados a una selectividad elevada
L1: interruptores automáticos limitadores que asocian un
fuerte poder de limitación a un nivel de selectividad de
hasta 30 KA inigualable para este tipo de equipo hoy
día. Está destinado a la protección de alimentadores por
cables. Se utilizan igualmente para proteger tableros
electrícos límitados debido a un aumento de potencia del
transformador.
E58868
Integración en una red de comunicación
Masterpact se puede integrar en el sistema de supervision general para
optimizar la operación de la instalacíon y su mantenimiento. Su
arquitectura en comunicación es abierta, y se puede actualizar para
interfacear con cualquier protocolo.
E58865
Redes de 1000 V y 400 Hz
La gama Masterpact está concebida para responder a aplicaciones de redes de
1000V (industria minera) y se adapta igualmente a redes de 400 Hz (aeronáutica,
informática).
Interruptores en carga
Los interruptores en carga derivan directamente de los interruptores automáticos.
existen en versiones :
Para Masterpact NT, HA equivale a H1.
Para Masterpact NW:
NA y HA equivale a N1, H1
HF, versión interruptor de alto poder de corte equipado de una protección
instantánea que actúa en caso de cierre en cortocircuito. En posición cerrado, el
aparato ya no está protegido y se comporta como un interruptor en carga clásico.
Utilizado habitualmente como interruptor de enlace.
Sistemas de distribución de 1000 Vca y 400 Hz
La oferta Masterpact puede ser usada en
instalaciones de 1000 V (para la industria minera)
y sistemas de 400 Hz (aeronautica, centros de computo).
2
Masterpact
Schneider Electric
E58882
A partir de ahora
Nada será igual
3 tamaños de marcos,
2 familias
La nueva oferta Masterpact se divide en dos
familias:
El Masterpact NT ofrece el tamaño más
reducido del mundo, para un verdadero
interruptor de potencia de 630 a 1600 A.
El Masterpact NW se presenta en dos
tamaños, uno para interruptores automáticos
de 800 a 4000 A y otro para los interruptores
de 4000 a 6300 A.
Masterpact NT y NW proponen 5 niveles de
capacidad de interrupción que cubren un nivel
máximo de aplicaciones.
Masterpact NT
E58891
056477
800 a 1600 A
Masterpact NW
056472
E58892
800 a 4000 A
E58893
056473
De 4000 a 6300 A
3
Masterpact
Schneider Electric
E58869
Ninguna otra oferta
le hará sombra
Tamaños
Optimizados
E58879
El interruptor automático más
pequeño del mundo
La gran innovación del Masterpact NT es la de ofrecer el
desempeño de un interruptor de potencia en un volumen
extremadamente pequeño.
La distancia entre polos de 70 mm permite instalar un
aparato tripolar removible en una sección de 400 mm de
ancho y 400 mm de profundidad.
Masterpact NT06 a NT16
E58880
Soluciones de instalación aún más
sencillas con Masterpact NW
La nueva gama Masterpact NW mejora todas las
soluciones que han contribuido al éxito del actual
Masterpact: están concebidas con el objetivo de
estandarizar los tableros, optimizar los volúmenes y
simplificar la instalación.
Soluciones prácticas:
Alimentación aguas arriba o aguas abajo
Perímetro de seguridad nulo cualquiera que sea la
configuración.
Conexionado:
conexiones posteriores, horizontales o verticales
conexiones frontales de pequeño volumen
mixtas, posteriores y frontales
Distancia entre polos única de 115 mm en todas las
versiones
Sin degradación por temperatura hasta 55°C y 4000 A.
E58881
NW08 a NW40
Dos tamaños optimizados
Hasta 4000 A, la gama Masterpact NW ofrece un
tamaño único, el mismo que las antiguas gamas
M08 a 32.
De 4000 A a 6300 A, todos los interruptores automatícos
presentan un tamaño idéntico, mucho más pequeño que
antes.
Una oferta compatible (solución retrofit)
NW40b a NW63
Soluciones de conexión específicas permiten reemplazar
un Masterpact M08 a 32 fijo o removible por un
Masterpact NW sin modificar ni el juego de barras de un
tablero ni el troquel de la puerta.
4
Masterpact
Schneider Electric
E58867
Una adaptación perfecta
E58871
La facilidad de
instalación
E58879
Paralelamente a la optimización de los tamaños, las
gamas Masterpact NT y NW favorecen la concepción
y estándares de instalación en el tablero:
1 arreglo de conexión para el Masterpact NT
3 arreglos de conexión para el Masterpact NW:
1 arreglo de 800 a 3200 A
1 arreglo para 4000 A
1 arreglo de 4000b a 6300 A.
Terminales de conexión idénticas de 800 a 6300 A
(Masterpact NW)
Los conectores frontales requieren poco espacio
debido a que no incrementan la profundidad del
interruptor.
Un aparato con terminales posteriores se conecta a
las barras conductoras en forma horizontal o vertical
con la simple rotación a 90o de dichas terminales.
E58870
E58872
Conección Frontal del Masterpact NW.
Conección posterior vertical y horizontal del
Masterpact NW tipo fijo.
Conección a las barras conductoras.
5
Masterpact
Schneider Electric
E58878
La distancia mas corta
entre dos puntos.
La innovación
Mayor confiabilidad...
El corte filtrado
E58875
El nuevo concepto del diseño de las cámaras de corte ha sido patentado:
las camaras se forman por ensambles de filtros en acero inoxidable. Este
dispositivo absorbe la energía liberada en el corte, limitando las
perturbaciones en la instalación. Filtra los gases emitidos dentro de la
cámara de enfriamiento, disminuyendo radicalmente las manifestaciones
exteriores.
El mecanismo de desembrague
Corte filtrado
El sistema de desembrague del mecanismo del interruptor automático
ofrece resultados excepcionales hasta 150 kA, ya que provoca un disparo
ultrarápido en caso de cortocircuitos superiores a 65 kA. Cuando el
cortocircuito es inferior a ese umbral el sistema no reacciona, permitiendo
a la unidad de control asegurar una selectividad total con otros
interruptores aguas abajo.
Unidades de disparo más inteligentes …
E58874
Hoy, con la alta velocidad de los cálculos, el tamaño pequeño de las
memorias y los avances en la miniaturización, las unidades de disparo
han llegado a ser las unidades de control de los interruptores automáticos
ofreciendo funciones altamente poderosas. Ellas miden en forma precisa
los parámetros del sistema, instantáneamente calculan valores,
almacenan datos, registran eventos, señalizan alarmas, comunican,
toman acciones, etc. Las nuevas gamas Masterpact equipadas con
unidades de control Micrologic, constituyen tanto un dispositivo de
protección extremadamente confiable como un instrumento de medición
preciso.
De uso amistoso …
Uso intuitivo …
Las unidades de control Micrologic están equipadas con una pantalla
digital de cristal líquido LCD usada en conjunción de botones de
navegación simples. El usuario puede directamente acceder a los
parámetros y ajustes. La navegación entre las pantallas es intuitiva y el
despliegue inmediato de los valores simplifica grandemente los ajustes.
Textos son desplegados en el lenguaje deseado.
... soportado por una seguridad incomparable
Botones de Navegación en la unidad de
control Micrologic P.
Las funciones de protección están separadas de las funciones de
medición y son manejadas por un componente electrónico ASIC. Esta
independencia garantiza inmunidad de disturbios radiados o conducidos
y asegura un alto grado de confiabilidad. Un sistema patentado de “doble
ajuste” para las funciones de protección, establece:
Un ajuste de umbral máximo usando los selectores de la unidad de control.
Ajustes finos vía el teclado o remotamente. Los ajustes finos para los
umbrales (dentro de un amper) y para los retardos de tiempo (dentro de
un segundo) son desplegados directamente en la pantalla.
La cubierta de la unidad de control puede ser sellada para evitar acceso
no deseado a los selectores para proteger los ajustes.
6
Masterpact
Schneider Electric
E58876
¿Cuántos interruptores
automáticos ecológicos conoce?
Listos para el
futuro
El respeto a la conservación del medio
ambiente
Schneider Electric tiene en cuenta la conservación del
medio ambiente desde la concepción de los equipos hasta
el fin de la vida útil de los mismos:
Masterpact está concebido con materiales ecológicos.
Las fábricas donde se producen los aparatos son no
contaminantes, conforme a la norma ISO 14001
El confinamiento del corte elimina la contaminación
dentro de los tableros, la potencia disipada por polo es
pequeña y por tanto la energía asociada a él insignificante.
Al final de la vida útil del aparato, el marcaje simplifica la
clasificación de los materiales utilizados para su reciclaje.
La modernización y la evolución de las
instalaciones
Las instalaciones evolucionan, las potencias requeridas
aumentan, los equipos cada vez son más complejos, los
tableros crecen... Masterpact está concebido para
adaptarse a estas evoluciones que con frecuencia son
imprevisibles:
Todas las unidades de control son intercambiables en
campo
La comunicación con un sistema de supervisión es
opcional y siempre es adaptable.
Se puede asignar una dirección a la cuna de reserva sin
que la instalación posterior de un interruptor removible
afecte a sus parámetros en la instalación.
Toda la evolución de las diferentes ofertas se desarrollan
en coherencia y en continuidad con la oferta actual, lo que
simplifica la modernización de las instalaciones…
7
Masterpact
Schneider Electric
Masterpact
Funciones
y características
Presentación
1
Panorama general
Resumen detallado
10
Interruptores automáticos e Interruptores en carga
NT06 a NT16
NW08 a NW63
12
14
Unidades de control Micrologic
Panorama de las funciones
Micrologic A «amperímetro»
Micrologic P «potencia»
Micrologic H «armónicas»
Accesorios y equipo de prueba
16
18
20
24
26
Comunicación
Arquitectura de la comunicación
Señalización, mando, ajustes de parámetros
28
29
Conexionado
Panorama de soluciones
Accesorios opcionales
30
31
Bloqueos
Sobre el interruptor
Sobre la cuna
34
35
Contactos de indicación
Operación remota
36
Mando eléctrico
Mando a distancia
38
41
Accesorios
Sistemas de transferencias
42
Presentación
Enclavamiento mecánico
Enclavamiento eléctrico
Controladores automáticos asociados
44
45
46
47
Pantallas modulares
48
Dimensiones, conexionado
Esquemas eléctricos
Características adicionales
Formato de solicitud
51
79
89
95
9
Masterpact
Schneider Electric
Panorama general
Resumen detallado
Este capítulo describe el conjunto de
funciones de los Masterpact NT y NW.
Estas dos familias de productos tienen
funciones idénticas realizadas con
accesorios comunes o diferentes según
los casos.
Interruptores Automáticos e Interruptores en Carga pág. 12
Unidades de control Micrologic
A-Medición corriente
2.0 A protección básica
5.0 A protección selectiva
6.0 A protección selectiva + protección de falla a tierra
7.0 A protección selectiva + protección diferencial
P-Medición potencias
pág. 16
E46256
056402
Capacidades:
Masterpact NT 630 a 1600 A
Masterpact NW 800 a 6300 A
Interruptores Automáticos tipo N1, H1, H2, H3, L1
Interruptores en carga tipo NA, HA, HF
3 o 4 polos
Fijos o removibles
Opción neutro en el lado derecho
Degradación de la protección
E46253
Funciones
y Características
100 %
40 %
menu
5.0 P protección selectiva
6.0 P protección selectiva + protección de falla a tierra
7.0 P protección selectiva + protección diferencial
H-Medición armónicas
5.0 H protección selectiva
6.0 H protección selectiva + protección de falla a tierra
7.0 H protección selectiva + protección diferencial
Sensor externo para la protección de falla a tierra
Sensor rectangular para protección diferencial
Opciones de ajuste del calibrador de tiempo largo
Baja: 0,4 a 0,8 Ir
Alta: 0,8 a 1 Ir
Sin protección de tiempo largo
Módulo de alimentación externa
Módulo batería
Comunicación
pág. 28
Digipact
Modbus, Jbus
pág. 30
E46426
056403
Conexionado
Terminales posteriores horizontales o verticales
Terminales frontales
Terminales mixtas
Accesorios opcionales
E46431
E46428
Zapatas y cubre-zapatas
Cubre-terminales
Adaptadores para conexión vertical
Adaptadores para cables-zapatas
Barreras interfase
Conectores espaciadores
Adaptador para conexión frontal desconectable
Persianas de seguridad, bloqueo de persianas,
accesorio indicador de posición y bloqueo de
persianas.
E46427
10
Masterpact
Schneider Electric
E47482
pág. 34
E47481
056405
Bloqueos
Bloqueo de los botones pulsadores
por cubierta transparente precintable
Bloqueo del interruptor en posición «abierto»
por candado o cerraduras
Bloqueo de cuna en posiciones “conectado,
desconectado y test”
Enclavamiento de puerta (inhibe abrir la puerta
cuando el interruptor esta en posición “conectado”)
Enclavamiento del mecanismo-puerta abierta
Enclavamiento del mecanismo entre la manivela
y el botón de OFF
Desarme automático a la extracción
Dispositivo anti-error
pág. 36
Contactos OF
E47303
pág. 38
E47304
Motor eléctrico de rearme
Bobinas MX, XF y MN
Accessorios
Cubierta de bornes de la cuna
Contador de operaciones
Marco de puerta
Cubierta transparente para marco de puerta
Relleno para marco de puerta
11
Masterpact
pág. 42
E47483
056407
Operación Remota
Apertura / cierre remoto:
Motor eléctrico de rearme
Bobina de cierre XF y de disparo MX
Contacto “listo para cerrar” PF
Opciones:
- Restablecimiento automático RAR
o restablecimiento remoto eléctrico remoto Res
- Botón de cierre eléctrico BPFE
Función de apertura por seguridad
Bobina de mínima tensión
- Estándar
- Con retardo ajustable y no ajustable
Ó 2º bobina de disparo MX
E47301
E47302
056428
Contactos de indicación
Contactos estándar o de bajo nivel:
Indicación interruptor abierto / cerrado (OF)
Indicación de “disparo por falla” (SDE)
Contactos combinados interruptor
“conectado / cerrado” (EF)
Indicacion de posición del
interruptor en la cuna
“conectado / desconectado / test”
(CE, CD, CT)
Contactos programables para Micrologic P y H:
2 contactos M2C
Contactos M2C
6 contactos M6C
9
0039
Schneider Electric
Funciones
y características
056408
INTERRUPTOR SELECCIONADO
Interruptores automáticos e
interruptores en carga
NT06 a NT16
Características comunes
Números de polos
Tensión nominal de aislamiento (V)
Tensión nominal de choque (kV)
Tensión nominal de operación (V ca 50/60 Hz)
Aptitud al seccionamiento
Grado de contaminación
Ui
Uimp
Ue
IEC 60947-2
IEC 60664-1
3/4
1000/1250
12
690 / 1000V
3
Características de los interruptores automáticos según IEC 60947-2
Corriente nominal (A)
Capacidad del 4º polo (A)
Capacidad de los sensores (A)
Tipo de interruptor automático
Capacidad de interrupción última (kA rcm)
V ca 50/60 Hz
Capacidad de interrupcion en servicio (kA rcm)
Capacidad de aguante en tiempo corto (kA rcm)
V ca 50/60 Hz
Límite electrodinámico (kA cresta)
Protección instantánea integrada (kA cresta ±10%)
Poder de cierre (kA cresta)
V ca 50/60 H
In
at 40°C / 50°C**
Icu
220/415 V
440 V
525 V
690 V
1000 V
% Icu
0.5 s
3s
Ics
Icw
Icm
220/415 V
440 V
525 V
690 V
1000 V
Tiempo de corte (ms)
Tiempo de cierre (ms)
Características de los interruptores automáticos según NEMA AB1
Capacidad de interrupción (kA)
V ca 50/60 Hz
240 V
480 V
600 V
Características de los interruptores en carga según IEC 60947-3
Tipo de interruptor en carga
Capacidad de cierre (kA cresta)
V ca 50/60 Hz
Icm
Capacidad de interupción en tiempo corto (kA rms)
Icw
V ca 50/60 Hz
Capacidad de interrupción última (Icu) con relevador de protección externo
Retardo máximo: 350 ms
220/415 V
440 V
500/690 V
1000 V
0.5 s
3s
Instalación, conexionado y mantenimiento
Vida útil
C/O ciclos x 1000
Mecánica
Eléctrica
Con mantenimiento
Sin manteniemiento
Sin mantenimiento
Control de motor (AC3-947-4)
Conexionado
Removible
Fijo
Dimensiones(mm)
AxLxP
Removible
Fijo
Peso (kg)
(Valores aproximados)
Removible
Fijo
440 V
690 V
1000 V
690 V
CF
CP
CF
CP
3P
4P
3P
4P
3P/4P
3P/4P
* Ver la curva de limitación de corriente en la sección «características adicionales»
**50˚C: conexión posterior vertical. Referirse a las tablas de degradación de temperatura
para otros tipos de conexión.
(1) Sistema SELLIM
12
Masterpact
Schneider Electric
INTERRUPTOR SELECCIONADO
NT06
NT08
NT10
NT12
NT16
630
630
400
a 630
800
800
400
a 800
1000
1000
400
a 1000
1250
1250
630
a 1250
1600
1600
800
a 1600
H1
42
42
42
42
100 %
42
20
88
1(1)
75
75
75
75
25
< 50
L1*
150
130
100
25
-
H10
20
10
15
20
-
12
12
12
12
9
42
25
75
75
75
75
25
< 50
42
25
42
42
42
150
100
25
-
42
42
42
-
HA10
42
20
20
HA
75
75
75
42
20
HA10
42
20
20
HA
75
75
75
42
20
42
H1
42
42
42
42
100 %
42
20
88
-
-
20
-
42
25
25
25
12.5
12.5
12.5
6
3
3
2
0.5
3
2
322 x 288 x 280
322 x 358 x 280
301 x 276 x 211
301 x 276 x 211
30/39
14/18
H10
20
25
12.5
6 (NT16: 3)
2 (NT16: 1)
2 (NT16: 1)
25
12.5
0.5
-
Selección de los sensores
Capacidad del sensor (A)
Regulación del umbral (A)
400
160 to 400
630
250 to 630
13
800
320 to 800
Masterpact
1000
400 to 1000
1250
500 to 1250
1600
640 to 1600
Schneider Electric
056409
Funciones
y características
Interruptores automáticos e
interruptores en carga
NW08 a NW63
Características comunes
Número de polos
Tensión nominal de aislamiento (V)
Tensión de impulso (kV)
Tensión nominal de operación (V ca 50/60 Hz)
Aptitud al seccionamiento
Grado de contaminación
Ui
Uimp
Ue
IEC 60947-2
IEC 60664-1
3/4
1000/1250
12
690/1150
4
Características de los interruptores automáticos según IEC 60947-2
056410
Corriente nominal (A)
Capacidad del 4o polo (A)
Capacidad de los sensores (A)
Tipo de interruptor
Capacidad de interrupción última (kA rcm)
V ca 50/60 Hz
Capacidad de interrupción en servicio (kA rcm)
Capacidad de aguante en tiempo corto (kA rcm)
V ca 50/60 Hz
Límite electrodínamico (kA cresta)
Protección instantánea integrada (kA cresta ± 10%)
Poder de cierre (kA cresta)
V ca 50/60 Hz
In
at 40°C / 50°C**
Icu
220/415 V
440 V
525 V
690 V
1150 V
% Icu
1s
3s
Ics
Icw
Icm
220/415 V
440 V
525 V
690 V
1150 V
Tiempo de corte (ms)
Tiempo de cierre (ms)
Características de los interruptores según NEMA AB1
Capacidad de interrupción (kA)
V ca 50/60 Hz
240 V
480 V
600 V
Características de los interruptores en carga según IEC 60947-3
Tipo de interruptor en carga
Capacidad de cierre (kA cresta)
V ca 50/60 Hz
Icm
Capacidad de aguante en tiempo corto (kA rms)
Icw
V ca 50/60 Hz
Capacidad de interrupción última (Icu) con relevador de protección externo,
Retardo máximo 350 ms
220/415 V
440 V
500/690 V
1150 V
1s
3s
instalación, conexionado y mantenimiento
Vida útil
Ciclos A/C x 1000
Mecánica
Eléctrica
Con mantenimiento
Sin mantenimiento
Sin mantenimiento
Control de motor (AC3-947-4)
Conexionado
Removible
Fijo
Dimensiones (mm)
AxLxP
Removible
Fijo
Peso (kg)
(Valores aproximados)
Removible
Fijo
440 V
690 V
1150 V
690 V
CF
CP
CF
CP
3P
4P
3P
4P
3P/4P
3P/4P
* Ver la curva de limitación de corriente en la sección «caracteristícas adicionales»
**50˚C: conexión posterior vertical. Referirse a las tablas de degradación de temperatura
para otros tipos de conexión.
(1) Excepto 4000 A
14
Masterpact
Schneider Electric
NW08 NW10 NW12 NW16 NW20
NW25 NW32 NW40 NW40b NW50 NW63
800
800
400
a 800
2500
2500
1250
a 2500
N1
42
42
42
42
100 %
42
22
88
sin
88
88
88
88
25
< 70
1000
1000
400
a 1000
1250
1250
630
a 1250
1600
1600
800
a 1600
H1
65
65
65
65
-
H2
100
100
85
85
-
L1*
150
150
130
100
-
H10
50
65
36
143
sin
143
143
143
143
25
85
50
187
190
220
220
187
187
25
30
30
63
80
330
330
286
220
10
50
50
105
sin
105
25
42
42
42
65
65
65
100
100
85
150
150
100
-
NA
88
88
88
42
-
HA
105
105
105
50
36
42
HF
187
187
187
85
75
50
HA10
105
50
50
25
12.5
10
10
10
10
10
10
10
10
10
439 x 441 x 395
439 x 556 x 395
352 x 422x 297
352 x 537x 297
90/120
60/80
2000
2000
1000
a 2000
H2
100
100
85
85
-
H3
150
150
130
100
-
L1*
150
150
130
100
-
H10
50
85
75
187
190
220
220
187
187
25
65
65
143
150
330
330
286
220
25
30
30
63
80
330
330
286
220
10
50
50
105
sin
105
25
65
65
65
100
100
85
150
150
100
150
150
100
-
HF
187
187
187
85
75
50
HA10
105
50
50
85
HA
105
105
105
50
36
50
3
3
-
20
10
8
6
6
0.5
-
H1
65
65
65
65
100 %
65
36
143
sin
143
143
143
143
25
< 70
8
6
6
85
H1
65
65
65
65
100 %
65
65
143
3
3
-
4000
4000
2000
a 4000
H1
100
100
100
100
100 %
100
100
220
H3
150
150
130
100
-
H10
50
85
75
187
sin
220
220
187
187
25
65
65
190
190
330
330
286
220
25
50
50
105
150
105
25
65
65
65
100
100
85
150
150
100
-
100
100
100
HA
121
121
121
55
55
HF
187
187
187
85
75
55
HA10
105
50
50
HA
187
187
187
85
85
143
143
143
143
25
< 70
0.5
-
4000
4000
2000
a 4000
H2
100
100
85
85
-
50
2
2
6
-
3200
3200
1600
a 3200
20
10
5
2.5
2.5
(1)
5
2.5
2.5
(1)
85
1.25
1.25
2.5
-
sin
220
220
220
220
25
< 80
50
5000
5000
2500
a 5000
6300
6300
3200
a 6300
H2
150
150
130
100
100
100
220
sin
330
330
286
220
25
270
150
150
100
85
10
5
1.5
1.5
1.5
1.5
479 x 786 x 395
479 x 1016 x 395
352 x 767x 297
352 x 997x 297
225/300
120/160
0.5
-
Selección de los sensores
Capacidad del sensor (A)
Regulación
del umbral (A)
400
160
to 400
630
250
to 630
800
320
to 800
1000
400
to 1000
15
1250
500
to 1250
1600
630
to 1600
Masterpact
2000
800
to 2000
2500
1000
to 2500
3200
1250
to 3200
4000
1600
to 4000
5000
2000
to 5000
6300
2500
to 6300
Schneider Electric
Masterpact
Características adicionales
Presentación
Funciones y características
Dimensiones, conexionado
Esquemas eléctricos
1
9
51
79
Curvas de disparo
Curvas de limitación
Formato de solicitud
90
92
94
89
Masterpact
Schneider Electric
Curvas de disparo
Características
adicionales
E46350
Micrologic 2.0
E46276
Micrologic 5.0, 6.0, 7.0
90
Masterpact
Schneider Electric
E46266
Protección de falla a tierra (Micrologic 6.0)
E47587
Curva IDMTL (Micrologic P y H)
91
Masterpact
Schneider Electric
Curvas de limitación
Limitación en intensidad
Características
adicionales
Tensión 380/415 V CA
Tensión 660/690 V CA
92
Masterpact
Schneider Electric
Limitación en energía
Tensión 380/415 V CA
Tensión 660/690 V CA
93
Masterpact
Schneider Electric
Oficinas Generales México
MEXICO, D.F.
Calz. J. Rojo Gómez No. 1121-A
Col. Guadalupe del Moral
C.P. 09300 México, D.F.
Tels. 01(55)56-86-30-00 / 58-04-50-00
Fax 01(55)56-86-24-09
www.schneider-electric.com.mx
CENTRO DE INFORMACION AL CLIENTE
Tels. 01(55)58-04-55-44 / 58-04-55-45 y del int.
de la República sin costo al 01(800) 706-06-00
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Oficinas Regionales de México
AGUASCALIENTES, AGS.
GUADALAJARA, JAL.
QUERETARO, QRO.
Av. De La Convención Nte. #1002-B
Fracc. Circunvalación Nte.
C.P. 20020 Aguascalientes, Ags.
Tels. 01(449)914-84-13 / 912-05-51
Fax 01(449)914-84-30
Av. Parque de las Estrellas No. 2764
Col. Jardines del Bosque
C.P. 44520 Guadalajara, Jal.
Tels. 01(33)38-80-84-00
Fax 01(33)36-47-10-28
Blvd. Bernardo Quintana No. 512
Altos Col. Arboledas
C.P. 76140 Querétaro, Qro.
Tels. 01(442)214-11-10 / 214-11-53
Fax 01(442)214-10-94
CANCUN, Q.R.
HERMOSILLO, SON.
TAMPICO, TAMPS.
Av. Tulum No. 200 Depto. 314 Plaza México
Retorno 2 Agua, Super-Manz. 4, Mpio. Benito Juárez C.P. 77500 Cancún, Q.R.
Tels. 01(998)887-59-58 / 887-99-99
Fax 01(998)887-99-99
Boulevard Navarrete 369-7
Col. La Loma
C.P. 83249 Hermosillo, Son.
Tels. 01(662)260-85-91 al 94
Fax 01(662)260-85-85
Av. Hidalgo No. 6102
Fracc. Flamboyanes
C.P. 89330 Tampico, Tamps.
Tels. 01(833)228-43-15 / 228-42-55
Fax 01(833)228-25-35
CD. JUAREZ, CHIH.
LEON, GTO.
TIJUANA, B.C.N.
Av. Insurgentes No. 2 590 esq.
Ignacio Ramírez Col. Ex-hipódromo
C.P. 32330 Cd. Juárez, Chih.
Tels. 01(656)611-00-32 / 611-00-33
Fax 01(656)616-13-95
Calle Niebla No. 113
Col. Jardines del Moral
C.P. 37160 León, Gto.
Tels. 01(477)773-34-60 / 773-34-94
Fax 01(477)773-34-96
Calle Sacramento No. 200-B
Fracc. Jardines de San Carlos
C.P. 22446 Tijuana, B.C.N.
Tels. 01(66)46-22-10-14 / 46-22-10-15
Fax 01(66)46-81-17-77
COATZACOALCOS, VER.
MERIDA, YUC.
TLAXCALA, TLAX.
Av. Cuauhtémoc No. 617-A
Zona Centro
C.P. 96400 Coatzacoalcos, Ver.
Tels. 01(921)213-03-35 / 212-28-72
Fax 01(921)212-29-01
Paseo Montejo No. 442-106
Col. Itzimna
C.P. 97100 Mérida, Yuc.
Tels. 01(999)926-17-23 / 926-19-67
Fax 01(999)926-18-43
Km. 17.5 Vía Corta Santa Ana
Chiautempan, Puebla
C.P. 90860 Acuamanala, Tlax.
Tels. 01(246)497-97-13 / 497-97-20
Fax 01(246)497-97-19
CULIACAN, SIN.
MONTERREY, N.L.
TORREON, COAH.
Paseo Niños Héroes No. 598 Ote.
Desp. 201, Col. Centro
C.P. 80000 Culiacán, Sin.
Tels. 01(667)712-12-11 / 715-54-90
Fax 01(667)713-93-67
Av. Madero No. 1627 Pte.
Esq. América
C.P. 64000 Monterrey, N.L.
Tels. 01(81)81-25-30-00 / 83-72-95-25
Fax 01(81)83-72-74-26 / 83-72-94-74
Blvd. General Pedro Rodríguez Triana
No. 747 Local 30, Jumbo Plaza
C.P. 27250 Torreón, Coah.
Tels. 01(871)720-38-83 / 720-11-35
Fax 01(871)720-32-88
CHIHUAHUA, CHIH.
NVO. LAREDO, TAMPS.
VERACRUZ, VER.
Antonio Carbonel No. 4121
Col. San Felipe
C.P. 31240 Chihuahua, Chih.
Tel. 01(614)414-65-52
Fax 01(614)414-65-53
Reynosa No. 1411
(entre Héroes de
Nacataz y Madero)
Fraccionamiento Ojo Caliente
C.P. 88040 Nuevo Laredo, Tamps.
Tels. 01(867)713-00-10 / 713-48-73
Fax 01(867)712-99-58
Héroes de Puebla No. 96
entre Orizaba y Tuero Molina
Col. Zaragoza
C.P. 91910 Veracruz, Ver.
Tel. 01(229)937-96-59
Federal Pacific Electric®, Merlin Gerin®, Modicon®,
Square D® y Telemecanique® son Marcas Registradas
de Schneider Electric, S.A., Francia.
Derechos Reservados
MG2006ENE01
ASP Agencia de Servicios Publicitarios, S.A. de C.V.
Mayo-03
Price list
Selection Guide
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers
Accessories, style, & pricing guide
Table of contents
ADVAC & AMVAC overview ...................................................................................................................................................... 3
ADVAC breaker selection ......................................................................................................................................................... 4
5-15 kV ADVAC ordering aid .................................................................................................................................................... 5
AMVAC breaker selection ........................................................................................................................................................ 9
5-15 kV AMVAC ordering aid .................................................................................................................................................. 10
27 kV AMVAC ordering aid ..................................................................................................................................................... 13
Breaker accessories .............................................................................................................................................................. 15
Appendix: Breaker price & order entry worksheet ................................................................................................................. 17
Notes ..................................................................................................................................................................................... 18
2 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
ADVAC & AMVAC overview
ADVAC and AMVAC circuit breakers and accessories offer the
benefits of the latest technology, value, flexibility and quality
necessary to meet the demanding requirements of switchgear
customers and their original equipment manufacturer (OEM)
suppliers. Whether mechanical (ADVAC) or magnetically
(AMVAC) actuated breakers are most suitable for the application, ABB medium voltage breakers utilize technological innovations well ahead of the competition.
The ABB OEM program is founded on a commitment to outstanding customer service and the best reputation in the industry for long-term product support. Our OEM Sales and Marketing Team is here to help, and we are committed to the success
of your business.
INTERRUPTOR
SELECCIONADO
ADVAC mechanical details
Parameter
5 kV
8.25 kV
15 kV
Operating cycles at short-circuit current
100
100
100
Height (fixed mount) (mm)
25.65” (651.50)
25.65” (651.50)
25.65” (651.50)
Depth (fixed mount) (mm)
16.93” (429.90)
16.93” (429.90)
16.93” (429.90)
27.56” (700)
N/A
27.56” (700)
29.53” (750) (40-50 kA and all 3000
Width (frame) (mm)
Weight (drawout) (min/max) lbs (kg)
29.53” (750) (40-50 kA and all
29.53” (750) (40-50 kA and all
A models)
3000 A models)
3000 A models)
300 (136)
365 (167)
300 (136)
460 (209)
430 (195)
460 (209)
AMVAC mechanical details
Parameter
5 kV
8.25 kV
15 kV
Operating cycles at short-circuit current
100
100
100
27 kV
100
Control power at rest
< 10 watts
< 10 watts
< 10 watts
< 10 watts
Control power during capacitor charging
< 100 watts
< 100 watts
< 100 watts
< 100 watts
Height (fixed mount) (mm)
25.65” (651.50)
25.65” (651.50)
25.65” (651.50)
27.42” (651.50)
Depth (fixed mount) (mm)
16.93” (429.90)
16.93” (429.90)
16.93” (429.90)
16.93” (429.90)
27.56” (700)
N/A
27.56” (700)
N/A
29.53” (750) (40-50
kA and all 3000 A
Width (frame) (mm)
Weight (drawout) (min/max) lbs (kg)
29.53” (750) (40-50
kA and all 3000A
29.53” (750) (40-50 kA and
models)
models)
all 3000 A models)
322 (146)
322 (146)
322 (146)
450 (204)
450 (204)
450 (204)
29.53” (750) all models
322 (146) average
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide 3
ADVAC breaker selection
Sample style number
A A 4 A 1 7 7 7 XX 0
00
U 0
ADVAC
Ground contact/fixed
mount options
Cell interface
Model Number
Qualifications
Voltage, KA,
continuous
current, & cap
switch
Push button options
Special options
Auxiliary option
Charge motor voltage
Open/trip coil voltage
Close coil voltage
Style number reference
The ADVAC breaker product line has a structured, smart style
number ordering system. The complete style number is built up
of 15 customer selection digits. Each digit identifies features or
functions that can be incorporated into the breaker application.
The first five digits of the style number define the basic breaker.
The next three digits define electrical control options. The last
seven digits are used to define various options.
How to order
Select the required option codes to fill in the smart style number. The total list price is computed by adding the individual list
prices for each of the selections.
− Step 1: Select basic breaker (digits 1-5) from Table 1.1, for
5-15 kV. For fixed mounted or roll on floor (ROF) applications,
adjust digit 2 using Table A.
− Step 2: Select control voltage options (digits 6-8) from Table
1.2: 120VAC, 240VAC, 24VDC, 48VDC, 125VDC, 250VDC.
− Step 3: Select auxiliary options (digits 9-10) from Table 1.3:
2nd shunt and dual disconnect, undervoltage trip and dual
4 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
−
−
−
−
−
disconnect, dual disconnect only (standard), or single disconnect only. Single secondary disconnect is not applicable with
undervoltage release and/or 2nd shunt trip functions. For further instruction, please reference the “notes” under Table 1.3.
Step 4: Select special option (digit 11) from Table 1.4: engineering special (if applicable), early B contact, or none, in
which case a zero (0) shall be selected.
Step 5: Select push button colors (digit 12) from Table 1.5:
standard, reverse button only, reverse indicator and button,
or reverse indicator only. For CSA applications, the reverse
button kit must be selected.
Step 6: Select push button protection (digit 13) from Table
1.6. If none is required, a zero (0) shall represent this digit.
Step 7: Select special qualifications (digit 14) from Table 1.7:
UL or none (0). For CSA applications, order the breaker with
UL qualifications.
Step 8: Select ground contact/fixed mount options (digit
15) from Table 1.8: stainless steel ground (standard), copper
ground, standard fixed mount (if applicable), or kirk key/castell key interlock provisions (fixed mount only).
5-15 kV ADVAC ordering aid
ADVAC drawout circuit breakers
This table applies to ADVAC circuit breakers compatible with
36-inch wide metal-clad switchgear compartments. To order,
select the appropriate basic unit catalog number for each
required rating. Complete the catalog number by adding the
appropriate digits for desired cell interface (Table 1.1), control
voltages (Table 1.2), auxiliary options (Table 1.3), special options
(Table 1.4), push button options (Tables 1.5 and 1.6), qualifications (Table 1.7) and ground contact/fixed mount (Table 1.8).
Compartments and accessories must be ordered separately.
Table 1.1
Cell interface
Voltage
Continuous Style code Max. sym. in-
Close & latch Capacitor switching ratings
Interrupt time List price
class (kV)
current
(kA, rms)
(cycles)
digits 1-5
(amps)
Drawout
4.76
INTERRUPTOR
SELECCIONADO
8.25
15
INTERRUPTOR
SELECCIONADO
terrupt & STC
(kA, rms)
1200
AA4A1
630 A C2 rated 15 kA Peak 2.480 Khz 3
$13,582
2000
AA4A2
25
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$17,597
3000
AA4A3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$26,652
1200
AA4B1
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$14,727
2000
AA4B2
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$18,477
3000
AA4B3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$27,691
1200
AA4C1
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$15,282
2000
AA4C2
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$20,325
3000
AA4C3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$29,470
1200
AA4D1
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4Khz
3
$17,574
2000
AA4D2
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4Khz
3
$23,374
3000
AA4D3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$33,894
1200
AA4E1
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$19,423
2000
AA4E2
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$24,089
3000
AA4E3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$34,426
1200
AA4G1
630 A C2 rated 15 kA Peak 2.480 Khz 3
$16,255
2000
AA4G2
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$21,617
3000
AA4G3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$31,989
1200
AA4H1
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$17,882
2000
AA4H2
Rated cable charging current 26 A, C1
3
$23,780
3000
AA4H3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$34,482
1200
AA4J1
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$20,561
2000
AA4J2
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$26,185
3000
AA4J3
1200 A C2 rated 18 kA Peak 2.4 Khz
3
$38,225
1200
AA4K1
670 A C1 rated 19 kA Peak, 2.8 kHz
3
$28,383
2000
AA4K2
670 A C1 rated 19 kA Peak, 2.8 kHz
3
$35,422
3000
AA4K3
670 A C1 rated 19 kA Peak, 2.8 kHz
3
$50,986
31.5
40
50
40
25
31.5
40
50
65
82
104
130
104
65
82
104
130
Notes: The rated reclose duty for all ratings is O-0.3s, CO-3Min, CO
See Table A for direct roll on floor and fixed mount cell interface options
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide 5
Table A: ADVAC cell interface option selection
Digit
2
Description
Selection
List price adder/(deduct)
Drawout
A
No cost
Roll on floor (ROF)
B
$1,029
Fixed mounted breaker
F
-$1,175
Comments
See note 2
Notes:
1. Change digit #2 to reflect desired cell interface option. (Ex: AB4A1 for ROF breaker)
2. ROF breakers include caster wheels mounted to the breaker truck which allow the breaker to roll out of the cell directly onto the floor without the need of a breaker ramp or lift truck.
Table 1.2: ADVAC control voltage selection
Digit
Description
Selection
6
Charge motor voltage
A = 120 VAC
7
Close coil voltage
B = 240 VAC
5 = 24 VDC1
6 = 48 VDC 1
8
Open/trip coil voltage
7 = 125 VDC
8 = 250 VDC
Notes:
1. 24VDC and 48VDC not recommended for motor charging.
Table 1.3: Auxiliary option selection
Digit
Description
Selection
List price adder
9
2nd shunt trip and dual disconnect3,5
Appropriate voltage selection from table 1.2
$1,125
10
Undervoltage trip and dual disconnect4,5
Appropriate voltage selection from table 1.2
$1,530
“XX” for digits 9 and 10
No Cost
“00” for digits 9 and 10
$330
Both
Dual secondary disconnect only
1
Single secondary disconnect only 2
Notes:
1.
Standard breakers are equipped with dual secondary disconnects (“XX” for digits 9 and 10).
2.
Option “00” for digits 9 and 10 provides a single secondary disconnect plug. This is for match-in-line applications ONLY, and is not available for fixed mounted breakers.
3.
In the case of 2nd shunt trip and dual disconnect ONLY, specify appropriate voltage for digit 9 and “X” for digit 10.
4.
In the case of undervoltage trip and dual disconnect ONLY, specify appropriate voltage for digit 10 and “X” for digit 9.
5.
In the case of 2nd shunt trip and undervoltage trip, specify appropriate voltage for digits 9 and 10 from Table 1.2.
Table 1.4: Special option selection
Digit
Description
Selection
11
None
0
No cost
Engineering special1
1
No cost
Early B contact
2
$800
Notes:
1. Engineering special can only be ordered through an agreement with ABB.
6 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
List price adder
Table 1.5: Push button color selection
Description
Digit
Configuration
Push button
Indicators
Selection
List price adder
Standard
Close = green
Close = red
0
No Cost
Open = red
Open = green
Close = red
Close = red
1
$50
Open = green
Open = green
2
$50
3
$50
Reverse button 1
12
Reverse indicator and button
Reverse indicator
Close = red
Close = green
Open = green
Open = red
Close = green
Close = green
Open = red
Open = red
1. For CSA applications, order circuit breaker with UL qualifications and digit 12 reverse kit selection “1”
Table 1.6: Push button protection selection
Digit
13
Description
Selection
List price adder
None
0
No Cost
Close button cover with padlock
1
$469
Button protection - close/open
2
$350
Key lockout - open position
3
$750
Table 1.7: Qualifications selection
Digit
14
Description
Selection
List price adder
None
0
No Cost
UL1
U
$225
1. For CSA applications, order circuit breaker with UL qualifications and digit 12 reverse kit selection “1”
2. Each circuit breaker will include a production test report
Table 1.8: Ground contact / fixed mount option selection
Digit
15
Description
Selection
List price adder
Ground pad - stainless steel
0
No Cost
Ground pad - copper
G
$1,094
Standard fixed mount
1
No Cost
Fixed mount with interlock key provisions1,2
2
$500
1. Interlocking mechanism (Kirk or Castell) not provided by ABB.
2. Kirk key type SD series or Castell key type K series.
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide 7
8 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
14 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
Breaker accessories
A manual charging handle and racking crank are required
for each drawout installation. Other accessories are
recommended, but optional. Use part numbers for ordering.
Accessories
Part number
Description
List price
19540G00
Manual opening handle (AMVAC)
$355
14024G00
Racking crank
$200
14038G00
Lift yoke
$270
14039G00
Complete set (ADVAC) - racking crank & lift yoke
$600
14039G10
Complete set (AMVAC) - racking crank, manual opening handle & lift yoke
$825
2RGA015186A0001
SmartRack (electrical racking device)
$20,000
Lift trucks (see Note 1)
931868T01
Lift truck - foot operated
$6,040
931868T04
Lift truck - battery operated
$10,000
931882T01
5-15 kV - 1200 A breaker (for lower compartment only)
$745
961705T01
5-15 kV - 2000 A/3000 A breaker (for lower compartment only)
$970
962968T01
27 kV 1200 A/2000 A Breaker (for lower compartment only)
$970
925324T03
Test cable - single secondary disconnect
$400
925324T01
Test cable - dual secondary disconnect
$520
925320T01
Test cabinet - single secondary disconnect
$760
925320T02
Test cabinet - dual secondary disconnect, dual trip
$1,200
925320T03
Test cabinet - dual secondary disconnect, single trip
$880
AA3GT1001100000
5-15 kV, manually operated G&T, 1200 A/2000 A, 6-terminal
$11,800
AA3GT1001300000
5-15 kV, manually operated G&T, 3000 A, 6-termimal
$15,000
AA3GT1002100000
27 kV, manually operated G&T, 1200 A/2000 A, 6-terminal
$18,950
AA3GT1009117770
15 kV, electrically operated G&T, upper 3-terminal, 1200 A/2000 A single secondary disconnect, 125
$39,900
Breaker ramps (see Note 2)
Test cables (jumpers)
Test cabinets
Ground & test devices
VDC motor/close coil/open coil
10” Frame extension accessories and dummy breakers
14019P00
10” racking handle extension
$150
14800G00
Racking truck for 10” extension
$970
14024G10
Racking crank with 10” extension
$240
AA3DB21000
15 kV, 1200 A/2000 A dummy breaker element
$6,750
AA3DB23000
15 kV, 3000 A dummy breaker element
$13,500
Notes:
1. Breaker lift truck not required for direct roll on floor breakers in lower position.
2. Breaker ramps for use with one-high configurations with breakers in the lower position only.
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide 15
Breaker accessories
1. 19540G00 - AMVAC manual opening handle | 2. 14038G00 - Lift yoke | 3. 14024G00 - Racking crank | 4. 14019P00 - 10” Racking handle extension |
5. 14800G00 - Racking truck for 10” extension | 6. 925320T01 - T03 - Test cabinet | 7. 931868T01 - Lift truck | 8. AA3GT1001100000 - Manually operated G&T |
9. 925324T01 / T03 - Test cable | 10. 2RGA015186A0001 - SmartRack (electrical racking device) | 11. AA3GT1009117770 - Electrically operated G&T
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
16 ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide
Appendix: Breaker price & order entry
worksheet
Complete ADVAC
ADVAC smart style number
A
1
A*
2*
4
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Smart code
Step 1:
Select basic breaker with rating from page 5. Enter digits 4 & 5.
Step 2:
Select control voltage from Table 1.2. Enter digits 6-8.
Step 3:
Select auxiliary option from Table 1.3. Enter digits 9 & 10.
Step 4:
Select special options from Table 1.4. Enter digit 11.
Step 5:
Select push button colors from Table 1.5. Enter digit 12.
Step 6:
Select push button protection from Table 1.6. Enter digit 13.
Step 7:
Select certifications and reports from Table 1.7. Enter digit 14.
Step 8:
Select ground contact/fixed mount options from Table 1.8. Enter digit 15.
14
15
List price
Total list price
Enter multiplier
Calculate net price
*For direct roll on the floor breakers, change the second digit to “B.”
* For fixed mount breakers, change the second digit to “F.”
Complete AMVAC
AMVAC smart style number
M
A*
1
2*
4
3
0
4
5
6
7
8
0
9
10
11
12
Smart code
Step 1:
Select basic breaker with rating from Table 2.1. Enter digits 4 & 5.
Step 2:
Select auxiliary option from Table 2.2 Enter digit 6.
Step 3:
Select control voltage from Table 2.3. Enter digit 7.
Step 4:
Select filter card from Table 2.4. Enter digit 8.
Step 5:
Specify 0 for digit 9 and select undervoltage trip option from Table 2.5. Enter digits 9 & 10.
Step 6:
Select special options from Table 2.6. Enter digit 11.
Step 7:
Select push button color from Table 2.7. Enter digit 12.
Step 8:
Specify 0 for digit 13 and select qualifications from Table 2.8. Enter digits 13 &14.
Step 9:
Select ground contact fixed mount options from Table 2.9. Enter digit 15.
13
14
15
List price
Total list price
Enter multiplier
Calculate net price
*For direct roll on the floor breakers, change the second digit to “B.”
* For fixed mount breakers, change the second digit to “F.”
ADVAC/AMVAC vacuum circuit breakers | Selection guide 17
Power Transmission and Distribution
SPS2 Circuit Breaker (15kv-245kV)
Longer Operating Life – Lower Maintenance Costs
Global network of innovation
SPS2 – A new generation
of circuit breakers
The new SPS2 is not just another circuit breaker,
it’s a better circuit breaker. With the ability to
handle 63kA at 145kV and 50kA at 245kV
without capacitors, three-cycle interruption,
-40° C/F without tank heaters at 69kV and a
simple one-time adjustment — SPS2 is the
result of combined global engineering and
major product improvements.
SPS2-245-40/50kA
with composite bushings
A family of circuit breakers designed to your
specifications
Siemens took the best of what breaker
technology has to offer and brought them
together into one circuit breaker to offer reliable
performance for a wide range of voltage
requirements. Whether you need 15kV right
up through 245kV, the SPS2 can meet your
requirements.
Siemens quality inside and out
The durable dead-tank construction of
the SPS2 circuit breaker means reliable,
long-lasting performance in demanding
operating conditions. Seismically qualified
with a leak rate of less than 1% annually, the
SPS2 has been tested to 6,000 mechanical
operations and 3,000 operations at 6kA.
Global components include:
• the FA2/4 mechanism
• 3AP arc-assist interrupter
• rupture disks for each interrupter
• porcelain or composite bushings with standard
provision for two CTs per bushing.
All of these components are factory assembled
and tested with no field adjustments necessary.
Why SPS2 outperforms the rest
The SPS2 circuit breaker uses arc-assist
interrupter technology — the second generation
of this latest technology developed as a result of
the successful arc-assist interrupters used in
Siemens circuit breakers worldwide. Instead of
the standard puffer mechanism that utilizes
compression only, arc-assist uses temperature
build-up to quench the arc. With fewer moving
parts, your maintenance costs are reduced
while increasing the operational life of your
circuit breaker.
Each component of the SPS2 is made in our
state-of-the-art manufacturing facility, which
is quality certified to ISO 9001-2000 standards.
This precision manufacturing allows Siemens
to make quality products, which are used in
thousands of installations worldwide.
Siemens combines the latest in circuit
breaker technology with the economies of a
streamlined, closely monitored production
process at the Siemens Power Transmission &
Distribution plant in Jackson, Mississippi, to
ensure both measurable quality improvements
and cost containment. And to ensure product
performance and customer satisfaction, the
SPS2 is tested to ANSI and IEC standards in the
world’s largest laboratory.
The SPS2 – Circuit breaker technology
to see you through the future
Siemens is investing in research and
development in order to manufacture the
products you need now and will want in
years to come. The SPS2 is more than just
a better breaker. It’s designed to perform
more reliably under the most demanding
specifications — yours; and to see you
through the future needs of system growth
and expansion.
Ratings and Specifications
– 15-72kV
Supplementary Specifications
Voltage
Current
Ratings and Specifications
– 123-145-170kV
INTERRUPTOR SELECCIONADO
Supplementary Specifications
Voltage
Current
Ratings and Specifications
– 245kV
Tecum Ludere sicut.
Acris solet tum is
Supplementary Specifications
Voltage
Current
Dimension Data – 15-72kV
[254]
10.0
[1328]
52.3
Conduit opening with
removable cover
[193]
7.6
[664]
26.1
[741]
29.2
[508]
20.0
[305]
12.0
Topremovepbushing
Term 3 & 4
[1180]
46.4
Breaker
Phases
[1835]
72.3
[25]
1.0
[1590]
23.2
Breaker
Phases
Terminals
1, 3, & 5
Terminals
2, 4, & 6
[816]
32.1
[806]
31.7
Base Plate, 6.0 [252] SQ X .5 [12.7]
Thick, With Ø1.25 [31.8] hole for
1.0-8UNC Anchor Bolt (4) Places
(Furnished by Customer)
[1479]
58.2
[1173]
46.2
Rupture disc
facing upward
Foundation Plan
Current
Transformer
Lift off doors
with locking
handle
[2466]
97.1
[951]
37.4
Alum Term Plate
1.00 [25.4] Thick
With (4) Ø562 [14.3]
Holes on 1.75 [44.5]
Centers TYP (6) PLCS Overall
Height
[951]
37.4
[685]
27.0
TERM.
5&6
TERM.
3&4
[104]
4.1
TERM.
1&2
Ground Pad
(2) .500-13 UNC
holes on 1.75
[44.5] centers
SF6 Pressure Gauge
Operations Counter
& Position Indicator
Window
Live Part
to Ground
[564]
22.2
[426]
16.8
[1179.7]
46.4
[167.6]
66.0
Lifting Lug Øc1.8 [46] hole
Center of
Gravity
[2337.5]
92.0
Shipping
Height
[3557]
140
Padlockable
Handle
Bottom
of Cab
[2276]
Ground Pad
89.6
(2) .500-13 UNC
[1682]
holes on 1.75
66.2
[44.5] centers
(opp side)
[1249]
49.2
Ground Pad
(4) .500-13 UNC holes
on 1.75 [44.5] centers
2 places diagonally
opposite
[762]
30.0
[1328]
52.3
[3240]
127.6
[2697]
106.2
NOTES:
1. Metric Dimensions [XX.X] in millimeters.
2. Center of gravity is calculated with
an equal number of CTs on each
of six bushings.
APPROXIMATE WEIGHTS
Breaker Complete ..........4000lb [1814kG]
SF6. ........................................33lb [14kG]
Foundation Reaction ..........................Negligible
Porcelain Bushings, 73” [1854] Creep
Dimensions only for reference, not for construction purposes.
Dimension Data – 123, 145,
170kV-40kA
[254]
[2405]
94.7
Conduit opening with
removable cover
[193]
7.6
[1204]
47.4
[1180]
46.4
[741]
29.2
[1854]
73.0
TERM 3&4
Breaker
Phases
[927]
36.5
(cabinet)
[590]
23.2
[38]
1.5
[41]
1.62
[44]
1.75
Base Plate, 6.0 [152] SQ X .5 [12.7]
Thick, With Ø1.25 [31.8] hole (for)
1.0-8UNC Anchor Bolt (4) Places
(Furnished by Customer)
[1548]
60.9
TERMINALS
1, 3, & 5
[806]
31.7
Breaker
Phases
[14]
.56
[44]
1.75
TERMINALS
2, 4, & 6
4 Holes
Terminal
Detail
Current Transformer
[1783]
70.2
[1783]
70.2
[156]
6.1
Overall
Height
[1505]
59.2
Rupture Duct
Live Part
to Ground
TERM.
5&6
TERM.
3&4
TERM.
1&2
Lift off doors
with locking
handle
[4157]
163.7
Center of
Gravity
[314]
12.4
[3784]
149.0
Padlockable
Handle
[2694]
106.1
[426]
16.8
[2152]
84.7
Bottom
of Cab
[1180]
46.4
[2028]
79.8
[1576]
62.1
Ground Pad
(4) .500-13 UNC holes
on 1.75 [44.5] centers
2 places diagonally
opposite
Ground Pad
(2) .500-13 UNC
holes on 1.75
[44.5] centers
SF6 Pressure Gauge
Operations Counter,
Position Indicator &
Charge/Discharge
Indicator Window
[1144]
45.0
NOTES:
[2405]
94.7
[3804]
149.7
1. Metric Dimensions [XX.X] in millimeters.
APPROXIMATE WEIGHTS
Breaker Complete ..........7200lb [3266kG]
SF6. ........................................58lb [26kG]
Foundation Reaction ..........................Negligible
Porcelain Bushings, 131” [3327] Creep
Dimensions only for reference, not for construction purposes.
Dimension Data – 123, 145,
170kV-50/63kA
[1998]
78.7
[999]
39.9
[734]
28.9
[254]
10.0
Conduit Opening with
Removable Cover
[577]
22.7
[741]
29.2
[1829]
72.0
TERM 3 & 4
[508]
20.0
Breaker
Phases
Shipping and Installed Width
[2455]
96.7
(Cabinet)
[914]
36.0
[981]
38.6
[508]
20.0
[150]
5.9
[1962]
77.3
2.
[1671]
65.8
[806]
31.7
Base Plate 6.0[152] SQ X .50 [12.7]
Thick, With Ø1.25[31.8] Hole (for
1.0-BUNC Anchor Bolt (4) places
(Furnished by Customer)
TERMINALS
1, 3, & 5
Breaker
Phases
TERMINALS
2, 4, & 6
Current Transformer
Shipping
Height
[3028]
119.2
Shipping and Installed Length
[4080]
160.6
Rupture disc
facing upward
4 Holes
[1774]
69.9
[1774]
69.9
[477]
18.8
Terminal
Detail
TYP 6 Places
[1484]
58.4
Between Live Parts
TERM.
5&6
SF6 Pressure Gauge
Operations Counter
& Position Indicator
Window
Overall Height
Live Part to Ground
Ground Pad
(2) .500-13 UNC
holes on 1.75
[44.5] centers
TERM.
1&2
TERM.
3&4
Center of
Gravity
Bottom
of Cab
Ground Pad
(4) .500-13 UNC holes
on 1.75 [44.5] centers
2 places diagonally
opposite
[914]
36.0
[1753]
69.0
[4042]
159.1
[1146]
45.1
Lift off doors
with locking
handle
[3810]
150.0
[1828]
72.0
[2625]
103.3
[1181]
46.8
[1998]
78.7
NOTES:
1. Metric Dimensions [XX.X] in millimeters.
2. Clearance required for insulator removal.
APPROXIMATE WEIGHTS
Breaker Complete ........8,900lb [4037kG]
SF6. ........................................82lb [37kG]
Foundation Reaction ..........................Negligible
Porcelain Bushings, 131” [3327] Creep
Dimensions only for reference, not for construction purposes.
Dimension Data – 245kV40/50/63kA
Tecum Ludere sicut.
Acris solet tum is
[2458]
96.8
[734]
28.9
[1230]
48.4
[254]
10.0
Conduit Opening with
Removable Cover
[577]
22.7
[2450]
96.5
[741]
29.2
TERM 3 & 4
[1829]
72.0
Shipping and Installed Width
[1788]
70.4
[508]
20.0
Breaker
Phases
[508]
20.0
[2100]
82.7
[76]
3.0
(Cabinet)
[914]
36.0
Foundation Plan
Base Plate, 6.0 [252] SQ X .5 [12.7]
Thick, With Ø1.25 [31.8] hole for
1.0-8UNC Anchor Bolt (4) Places
(Furnished by Customer)
Breaker
Phases
[806]
31.7
[41]
1.62
[44]
1.75
[14]
.56
TERMINALS
1, 3, & 5
Current Transformer
[3226]
127.0
Shipping
Height
4 Holes
[44]
1.75
Terminal
Detail
[4502]
177.3
Shipping and Installed Length
[4733]
186.3
[2211]
87.1
[2166]
85.3
[1863]
73.3
Between Live Parts
[2166]
85.3
TERM.
5&6
TERM.
3&4
TERMINALS
2, 4, & 6
Alum Term Plate
1.00 [25.4] Thick
With (4) Ø562 [14.3]
Holes on 1.75 [44.5]
Centers TYP (6) PLCS
Rupture disc
facing upward
SF6 Pressure Gauge
Operations Counter &
Position Indicator
Window
Lift off doors
with locking
handle
Ground Pad
(2) .500-13 UNC
holes on 1.75
[44.5] centers
Live Part
to Ground
TERM.
1&2
[914]
36.0
Center of
Gravity
[4041]
159.1
Bottom
of Cab [2587]
101.9
Ground Pad
(4) .500-13 UNC holes
on 1.75 [44.5] centers
2 places diagonally
opposite
[408]
16.1
[1828]
72.0
NOTES:
1. Metric Dimensions [XX.X] in millimeters.
2. Clearance required for insulator removal.
[1181]
46.5
[2458]
96.8
APPROXIMATE WEIGHTS
Breaker Complete ..........10,000lb [4545kG]
SF6...........................................135lb [61kG]
Foundation Reaction ............................Negligible
Porcelain Bushings, 205” [3556] Creep
Dimensions only for reference, not for construction purposes.
Spring charged operating
mechanism
Wiring Diagram
More than 15,000 worldwide
installations are up and running
testimonies to the reliability of the
spring-stored energy FA2/4 mechanism.
This mechanism is fully equipped with a
closing and opening spring fitted inside
a common housing.
The operating mechanism incorporates
roller bearings that allow wear-free
transmission of forces and thus ensures
a long service life. The charging gear,
with its long-wearing spur wheels and
its principle of no-load decoupling,
is another component that ensures
maintenance-free operation. Low
operating mechanism force assures
that the transmission elements are
subjected to less stress resulting in
optimal operating reliability.
The SPS2 is the product of tried and
proven performance in the field. Our
reputation for quality and extensive
global experience are captured in the
design principles of this circuit breaker.
01
Legend
Breaker Control Switch (remote)
08C Control Power Disconnect
08H Heater Power Disconnect
08M Motor Power Disconnect
52a
52b
52C
52T
Bkr. Aux. Sw.-Open when Bkr. Open
Bkr. Aux. Sw.-Closed when Bkr. Open
Bkr. Close Coil
Bkr. Trip Coil
52Y
Bkr. Closing Cutoff Relay (anti-pump)
63G SW#1 Low Pressure Alarm-(SF6)
63G SW#2 Low Pressure Cutout-(SF6)
63X Interrupter SF6 Low Pressure
Cutout Aux. Relay
88
Motor
G
Green Indicator Light (remote)
MS Spring Charge Motor Switch
PR
Remote Protective Relay
R
Red Indicator Light (remote)
Notes: All equipment shown with circuit breaker
open, control voltage off, SF6 pressure
low and spring discharged
Control Power Requirements
Rated Voltage
48 VDC
125 VDC
250 VDC
115 VAC 230 VAC
Trip Coil Current (amps)
16
12.0
6.7
12.0
6.7
Close Coil Current (amps)
4.6
1.9
6.7
2.5
6.7
Motor Run Current (amps)
FA2
17.4
9.8
4.6
12.3
6.3
FA4
29.0
16.0
8.0
23.0
11.0
Spring charged operating mechanism
K (on right hand wall)
B
A. Opening Spring(FA2)
B. Close Coil
C. Trip Coil
D. Auxiliary Switches
A
E. Motor (125VDC/120VAC)
F. SF6 Pressure Gauge
G. Open/Close Indicator
I
L
C
H. SF6 Fill Connection
E
I. SF6 Density Switch
G
J. Control Terminal Blocks
K. Transformer Terminal Blocks
(on right hand wall)
L. Control Relay (on back panel)
D
F
H
J
Live-tank and dead-tank
circuit breakers
Same technology for every application
in two designs
Special technical features
of live-tank design
On live-tank circuit breakers, the interrupter
chamber is arranged in the insulator, which can be
either porcelain or of a composite material, and is
at high potential with the voltage level determining the length of the insulators for the interrupter
chamber and the insulator column.
For higher voltage levels, several interrupter
chambers are series-connected on live-tank circuit
breakers and installed on the insulator column.
The current transformers are arranged separately
either in front of or behind the live-tank circuit
breakers. As in live-tank circuit breakers, no fault
currents can occur between the interrupter unit
and the housing; only one current transformer per
pole assembly is necessary.
A further feature of live-tank circuit breakers are
the comparatively small gas compartments. The
advantage of the low gas volume is that there is a
reduction in the amount of gas maintenance work.
To ensure the safe operation of live-tank circuit
breakers in seismic regions, the breakers can be
mounted on anti-friction structures, a solution that
has been tested up to 800kV and has proved its
worth many times.
Both the live-tank
and the dead-tank
designs possess their
own special features,
and each design has
its own particular
advantages.
Special technical features
of dead-tank design
The distinguishing feature of dead-tank
technology is that the interrupter chamber is
accommodated in an earthed metal housing.
With this arrangement, the SF6 gas filling
insulates the high voltage live parts of the
contact assembly from the housing. The
connection to the high voltage is via a SF6
outdoor bushing.
The current transformers are mounted directly
on the bushing, which eliminates the fastening
devices and cabling required in the case of
exterior mounting.
Dead-tank circuit breakers offer particular advantages if the protection design requires the use of
several current transformers per pole assembly,
such as for a typical American system.
The possibility of being able to arrange current
transformers in front of and behind the circuit
breaker enables protection schemes to be met in
a particularly cost-saving manner. Furthermore,
it is relatively simple to retrofit the current transformers in the field.
As an additional advantage, dead-tank circuit
breakers are particularly resistant to earthquakes
due to their compact design and low center of
gravity.
Interrupter unit –
Arc quenching
The durable construction of the SPS2
circuit breaker includes the field proven
3AP arc-assist interrupter. Each interrupter
consists of a stationary contact assembly
and a moving contact assembly mounted
inside a pole unit housing.
During the opening operation, the puffer
action in the compression cylinder of
Closed Position
the 3AP interrupter is sufficient for low
current faults and switching operations.
During high current interruptions, heat
from the arc causes the pressure
to rise in the heating volume chamber. The
resulting high pressure gas from
the heating volume extinguishes the arc.
This arc-assist technology, coupled with
our FA2 up to 170kV, 40kA and FA4 for
50/63kA and all 245kV spring-stored
energy operator, assures that
the components are subjected to less
stress which results in optimal operating
reliability.
Opening
Main contact open
Opening
Arcing contact open
KEY:
1. Aluminum Housing
2. Stationary Contact Support
3. Nozzle
4. Main Contact
5. Arcing Contact
6. Heating Volume
7. Moving Contact Support Base
8. Compression Cylinder
Open Position
SPS2 – Longer Operating Life –
Lower Maintenance Costs
In considering any circuit breaker, today’s
utilities must be concerned not only with
initial price and installation, but also with
the ongoing costs of ownership. The
Siemens SPS2 wins in every category. Its
relatively low price tag, simple installation
and easy maintenance will continue to
pay dividends decades into the future.
In addition to the reliable performance
you can expect from your SPS2 breaker,
you’ll also find it can handle a number of
special requirements, such as:
Basic breaker
The standard basic breaker includes:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Switching capacitors, cables
and reactors
7.
■
Environmentally restricted sites
requiring oil sumps
8.
■
System stability problems requiring
three-cycle interrupting
■
■
■
■
Reclosing duty without derating
interrupting capability
High contamination zones that
require extra creep and low
contamination weather sheds
High altitude application up
to 10,000 feet without derating
Getting the Best Breaker
for your Needs
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Three-pole SF6-filled outdoor power
circuit breaker with three SF6
interrupters
Galvanized frame with four
galvanized steel legs
Light gray standard color
Six light gray SF6-filled bushings
Twelve relaying accuracy bushing
current transformers
Trip-free spring operating
mechanism
Instrumentation to monitor SF6
gas pressure and provide low
pressure alarm
Twenty-four stage auxiliary switch;
twenty stages for customer use
Dual trip coils and close coil
Cabinet heater to prevent
condensation
Necessary terminal blocks and
wiring
Operations counter
Fused knife switches (3)
Grounding pads (3)
Mechanical position indicator
Provision for travel recorder
attachment
SF6 gas for initial filling
Set of tools required for installation
Operational modifications
1. Extra BCTs
2. Metering accuracy BCTs
3. Extra creepage bushings
4. Capacitor trip
5. Relays for reclosing or non-reclosing
breaker application
6. External pull to trip handle
7. Cabinet light and convenience outlet
8. Special heaters and cabinet
insulation for operation
down to -50°C
9. One additional 12-pole
auxiliary switches
10. Three trip coils
11. Control switch
12. Local/remote switch
13. Thermostat for cabinet heater
14. Composite bushings
Bushing current transformers
External bushing current transformers
are mounted in weatherproof housings
on both sides of the breaker. Their leads
terminate in the control cabinet at short
circuiting type terminal blocks. Space
is available for mounting two current
transformers per bushing. Up to three
CTs can be supplied if required.
How to order
When ordering a Type SPS2 breaker,
specify the following:
1. Breaker type and rating
2. Trip voltage (see Ratings Section)
3. Close voltage (see Ratings Section)
4. Motor voltage: 120 VAC/125 VDC,
240 VAC/250 VDC, 48 VDC
5. Heater voltage: 115, 230 VAC
6. BCTs: type, ratio, number, location
7. Terminals: specify in detail if
desired
8. Include customer specifications
covering special equipment,
accessories, test, etc.
1 Ratio
MR = Multiple Ratio
SR = Single Ratio
DR = Dual Ratio
2 Accuracy
C = Relay Accuracy
B = Meter Accuracy
3 Typical Ratios
Special Ratios
Available Upon
Request
FUSES
HH
FUSIBLES MEDIA TENSIÓN
Durante varias décadas SIBA ha desarrollado una amplia gama de fusibles de media tensión válida
para todo tipo de aplicaciones.
Ingeniería de diseño, tecnología avanzada e innovación nos proporcionan garantías suficientes
para reafirmarnos en nuestro lema, “ Protección con calidad”. La dedicación hacia nuestros clientes
se manifiesta mediante el diseño de nuestros fusibles y nuestra conocida fiabilidad:
• Nuestro departamento técnico está preparado y capacitado
para resolver todas las dudas técnicas que se puedan
plantear.
• Los diseños personalizados no son un inconveniente
sino un reto para nosotros.
• Disponemos de una extensa red comercial para
satisfacer las demandas de fusibles en cualquier
parte del mundo.
www.sibafuses.com
HH
FUSES
FUSIBLES MT
HHB
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Introducción
Los fusibles MT según nomativa Británica son fusibles
de acompañamiento (back-up) para la protección de
subestaciones hasta 24 kV.
Los fusibles de esta sección cumplen con las siguientes
normas internacionales:
- IEC 60282-1
- BS 2692-1
- ESI 12-8
El diseño y construcción de estos fusibles siguen el
concepto bien consolidado de los fusibles MT de SIBA.
Se utiliza cerámica de alto grado para la carcasa. El
material de los contactos está formado por cobre de alta
conductividad chapado en plata. Los elementos fusibles
de plata pura están provistos de muescas apropiadas
para asegurar pequeñas tolerancias de la curva de
fusión y bajas intensidades de corte. El agente extintor
del arco, la arena de cuarzo, está sometido a criterios de
reconocimiento especiales basados en su composición,
el tamaño del grano y contenido de humedad
Fusibles de MT para aparamenta
aislada con aceite, según
normativa británica
Fusibles para aparamenta aislada
con aceite
Estos fusibles cumplen con todos los requerimientos de
hermeticidad bajo aceite asi como las propiedades
mecánicas especiales para la utilización en envolventes
llenas de aceite. Todos los fusibles llevan integrados
percutores y en las distintas combinaciones celdafusible cumplen con los requerimientos de IEC 62271
part 105.
Para la instalación de fusibles dentro de transformadores
con aceite, ver sección HHO de este catálogo.
www.sibafuses.com
HHB 1
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tabla de selección
Tipo
[Código-BS]
FO 1
FO 2
FO 1
FO 2
FO 1
FO 2
FO 2
HHB 2
Tensión
nominal
[CA kV]
7.2
7.2
12
12
15.5
15.5
24
Longitud
Clase
Referencia
Página
[mm]
254
359
254
359
254
359
359
Back up
Back up
Back up
Back up
Back up
Back up
Back up
30 132 36
30 234 36
30 144 36
30 237 36
30 293 36
30 294 36
30 156 36
HHB
HHB
HHB
HHB
HHB
HHB
HHB
3
3
4
5
6
6
7
Datos
Técnicos
Página
HHB 8
HHB 8
HHB 9
HHB 9
HHB 10
HHB 10
HHB 11
www.sibafuses.com
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tipo FO 1
L= 254 mm
Tensión nominal
CA 7.2 kV
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
100
112
Tipo FO 2
L= 359 mm
Referencia
30 132 36.6.3
30 132 36.10
30 132 36.16
30 132 36.20
30 132 36.25
30 132 36.31.5
30 132 36.40
30 132 36.50
30 132 36.63
30 132 36.80
30 132 36.100
30 132 36.112
Tensión nominal
CA 7.2 kV
Intensidad
nominal
[A]
125 A
Referencia
30 234 36.125
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Normativa
BS 2692-1 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
63.5
Peso
Lote
Datos
Técnicos
Página
[kg/1]
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
HHB 8
Normativa
BS 2692-1 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
Peso
Lote
Datos
Técnicos
Página
[kg/1]
2.5
1
HHB 8
F
N
O
www.sibafuses.com
1.57 ” (40 mm)
0.50 ” (13 mm)
0.30 ” (8 mm)
HHB 3
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tipo FO 1
L= 254 mm
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
F
N
O
Tensión nominal
CA 12 kV
Referencia
30 144 36.6.3
30 144 36.10
30 144 36.16
30 144 36.20
30 144 36.25
30 144 36.31.5
30 144 36.40
30 144 36.50
30 144 36.63
30 144 36.80
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Normativa
BS 2692 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Peso
Lote
[kg/1]
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Datos
Técnicos
Página
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
1.57 ” (40 mm)
0.50 ” (13 mm)
0.30 ” (8 mm)
HHB 4
www.sibafuses.com
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tipo FO 2
L= 359 mm
Tensión nominal
CA 12 kV
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
100
125
Referencia
30 237 36.6.3
30 237 36.10
30 237 36.16
30 237 36.20
30 237 36.25
30 237 36.31.5
30 237 36.40
30 237 36.50
30 237 36.63
30 237 36.80
30 237 36.100
30 237 36.125
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Normativa
BS 2692 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Peso
Lote
Datos
Técnicos
Página
[kg/1]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
HHB 9
F
N
O
www.sibafuses.com
1.57 ” (40 mm)
0.50 ” (13 mm)
0.30 ” (8 mm)
HHB 5
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tipo FO 1
L= 254 mm
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
Tipo FO 2
L= 359 mm
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
90
Tensión nominal
CA 15.5 kV
Referencia
30 293 36.6.3
30 293 36.10
30 293 36.16
30 293 36.20
30 293 36.25
30 293 36.31.5
30 293 36.40
30 293 36.50
30 293 36.63
Tensión nominal
CA15.5 kV
Referencia
30 294 36.6.3
30 294 36.10
30 294 36.16
30 294 36.20
30 294 36.25
30 294 36.31.5
30 294 36.40
30 294 36.50
30 294 36.63
30 294 36.80
30 294 36.90
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Normativa
BS 2692 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Peso
Lote
[kg/1]
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Datos
Técnicos
Página
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
Normativa
BS 2692 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Peso
Lote
[kg/1]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Datos
Técnicos
Página
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
HHB 10
FUSIBLE SELECCIONADO
F
N
O
1.57 ” (40 mm)
0.50 ” (13 mm)
0.30 ” (8 mm)
HHB 6
www.sibafuses.com
HHB
FUSES
FUSIBLES MT
PARA APARAMENTA
AISLADA CON ACEITE
NORMATIVA BRITÁNICA
Tipo FO 2
L= 359 mm
Tensión nominal
CA 24 kV
Intensidad
nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
Referencia
30 156 36.6.3
30 156 36.10
30 156 36.16
30 156 36.20
30 156 36.25
30 156 36.31.5
30 156 36.40
30 156 36.50
Clase
Back-up
D= Diámetro
[pulg]
[mm]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
63.5
Normativa
BS 2692 · IEC 60282-1 · ESI 12-8
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
Peso
Lote
Datos
Técnicos
Página
[kg/1]
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
1
1
1
1
1
1
1
1
HHB 11
HHB 11
HHB 11
HHB 11
HHB 11
HHB 11
HHB 11
HHB 11
F
N
O
www.sibafuses.com
1.57 ” (40 mm)
0.50 ” (13 mm)
0.30 ” (8 mm)
HHB 7
HHB
Longitud
L= 254 mm
Int.
Nominal
[A]
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
90
100
112
Referencia
30 132 36.6.3
30 132 36.10
30 132 36.16
30 132 36.20
30 132 36.25
30 132 36.31.5
30 132 36.40
30 132 36.50
30 132 36.63
30 132 36.80
30 132 36.90
30 132 36.100
30 132 36.112
Longitud
L= 359 mm
Int.
Nominal
[A]
125
Electrical Characteristics
Características
eléctricas
FUSES
Referencia
30 234 36.125
Tensión nominal
CA 7.2 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
I2t Total
[A2s]
@ 3 kV
[A2s]
@ 7.2 kV
[A2s]
14
50
190
290
600
1 000
2 300
2 800
6 500
9 900
15 500
22 200
28 300
80
270
1 070
1 680
3 670
6 000
13 400
21 600
38 200
56 500
91 400
127 200
166 700
140
450
1 800
2 900
6 100
10 000
22 300
36 000
65 500
100 000
157 000
218 500
278 000
Tensión nominal
CA 7.2 kV
Poder
de corte
[kA]
40
Pre-arco I2t
I2t Total
[A2s]
@ 3 kV
[A2s]
@ 7.2 kV
[A2s]
37 100
218 500
364 200
CURVAS DE FUSIÓN Y DIAGRAMA DE LIMITACIÓN DE INTENSIDAD
EN PÁGINAS HHB 12 Y HHB 13
HHB 8
www.sibafuses.com
Electrical
Characteristics
Características
eléctricas
Longitud
L= 254 mm
Int.
Nominal
[A]
Referencia
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
30 144 36.6.3
30 144 36.10
30 144 36.16
30 144 36.20
30 144 36.25
30 144 36.31.5
30 144 36.40
30 144 36.50
30 144 36.63
30 144 36.80
Longitud
L= 359 mm
Int.
Nominal
[A]
Referencia
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
100
125
30 237 36.6.3
30 237 36.10
30 237 36.16.
30 237 36.20
30 237 36.25
30 237 36.31.5
30 237 36.40
30 237 36.50
30 237 36.63
30 237 36.80
30 237 36.100
30 237 36.125
FUSES
HHB
Tensión nominal
CA 12 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
I2t Total
[A2s]
@ 6 kV
[A2s]
@ 12 kV
[A2s]
14
50
190
290
600
1,000
2,300
2,800
6,500
9,900
80
270
1,070
1,680
3,670
6,000
13,400
21,600
38,200
56,500
140
450
1,800
2,900
6,100
10,000
22,300
36,000
65,500
100,000
Tensión nominal
CA 12 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
I2t Total
[A2s]
@ 6 kV
[A2s]
@ 12 kV
[A2s]
14
50
190
290
600
1,000
2,300
2,800
6,500
9,900
22,200
37,100
80
270
1,070
1,680
3,670
6,000
13,400
21,600
38,200
56,500
127,200
218,500
140
450
1,800
2,900
6,100
10,000
22,300
36,000
65,500
100,000
218,500
364,200
CURVAS DE FUSIÓN Y DIAGRAMA DE LIMITACIÓN DE INTENSIDAD
EN PÁGINAS HHB 12 Y HHB 13
www.sibafuses.com
HHB 9
HHB
Electrical Characteristics
Características
eléctricas
FUSES
Longitud
L= 254 mm
Int.
Nominal
[A]
Referencia
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
30 293 36.6.3
30 293 36.10
30 293 36.16
30 293 36.20
30 293 36.25
30 293 36.31.5
30 293 36.40
30 293 36.50
30 293 36.63
Longitud
L= 359 mm
Int.
Nominal
[A]
Referencia
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
63
80
30 294 36.6.3
30 294 36.10
30 294 36.16
30 294 36.20
30 294 36.25
30 294 36.31.5
30 294 36.40
30 294 36.50
30 294 36.63
30 294 36.80
Tensión nominal
CA 15.5 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
[A2s]
14
50
190
290
600
1 000
2 300
2 800
6 500
I2t Total
@ 10 kV
@ 15,5 kV
[A2s]
[A2s]
80
270
1 070
1 680
3 670
6 000
13 400
21 600
38 200
140
450
1 800
2 900
6 100
10 000
22 300
36 000
65 500
Tensión nominal
CA 15.5 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
[A2s]
I2t Total
@ 10 kV
@ 15,5 kV
[A2s]
[A2s]
14
50
190
290
600
1 000
2 300
2 800
6 500
9 900
80
270
1 070
1 680
3 670
6 000
13 400
21 600
38 200
56 500
140
450
1 800
2 900
6 100
10 000
22 300
36 000
65 500
100 000
CURVAS DE FUSIÓN Y DIAGRAMA DE LIMITACIÓN DE INTENSIDAD
EN PÁGINAS HHB 12 Y HHB 13
HHB 10
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Características eléctricas
FUSES
Longitud
L= 359 mm
Int.
Nominal
[A]
Referencia
6.3
10
16
20
25
31.5
40
50
30 156 36.6.3
30 156 36.10
30 156 36.16
30 156 36.20
30 156 36.25
30 156 36.31.5
30 156 36.40
30 156 36.50
HHB
Tensión nominal
CA 24 kV
Poder
de corte
[kA]
40
40
40
40
40
40
40
40
Pre-arco I2t
[A2s]
I2t Total
@ 10 kV
@ 24 kV
[A2s]
[A2s]
14
50
190
290
600
1 000
2 300
2 800
80
270
1 070
1 680
3 670
6 000
13 400
21 600
140
450
1 800
2 900
6 100
10 000
22 300
36 000
CURVAS DE FUSIÓN Y DIAGRAMA DE LIMITACIÓN DE INTENSIDAD
EN PÁGINAS HHB 12 Y HHB 13
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HHB 11
HHB
Electrical Characteristics
Características
eléctricas
FUSES
Curvas de fusión
t(s)
Intensidad
I(A)
Aplicable para todos los fusibles de
las páginas HHB 3 –HHB 7
HHB 12
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Electrical Characteristics
Características
eléctricas
FUSES
HHB
Diagrama de limitación de intensidad
îc
(kA)
I(kA)
Intensidad
Aplicable para todos los fusibles de
las páginas HHB 3 –HHB 7
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HHB 13