PROYECTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

2012 INSTITUTO TECNOLÓGICO DE LEÓNORTIZ LANGO LUIS ANGEL ING. JOSÉ LUIS VILLASEÑOR ORTEGA. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS [DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA] Capítulo 1 Introducción 1.1 Objetivo. Diseñar una subestación eléctrica con cálculos basados en la normatividad vigente y a partir de la carga instalada en una empresa. 1.2 Objetivos Específicos.      Cálculos para la selección del transformador. Cálculo de cortocircuito. Cálculo de equipo de protecciones y coordinación de protecciones. Diseño de red de tierras. Cálculo y selección de apartarrayos. 1.3 Introducción. El proyecto en acción abarca el cálculo para el diseño de una subestación eléctrica; incluyendo también el cálculo y análisis para las partes que la forman acordes a la posición geográfica, necesidades y requerimientos para la clínica IMSS unidad 53 basados en las distintas normas aplicables para esta subestación eléctrica. 1.4 Marco Teórico. A continuación se presentan los aspectos importantes para comprender de manera clara lo que es una subestación eléctrica. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Subestación Eléctrica Elementos de una subestación eléctrica Diagrama unifilar Selección de protecciones Calculo de cortocircuito Sistema de tierras y puesta a tierra Transformadores tipo seco y en aceite Distribución física de la subestación Tipos de subestaciones Proyecto de subestaciones eléctricas Características de carga Capitulo 2 Estudio de Características de carga. Existen diversos criterios para la clasificación de las cargas, dentro de los cuales podemos anotar los siguientes: a) Localización geográfica. b) Tipo de utilización de la energía. c) Confiabilidad. d) Tarifas. 2.1 Localización geográfica Un sistema de distribución debe atender usuarios de energía eléctrica localizados tanto en zonas urbanas como en zonas periféricas de la ciudad; por tanto, podemos clasificar las cargas por las zonas a las que se sirve de acuerdo con la siguiente tabla. Zona Urbana central Urbana Semiurbana Clasificación de las cargas por zona MVA/km² 40-100 5-40 3-5 Tabla 1: Clasificación de las cargas por zona (fuente: manual técnico condumex cap. 23) Debido a esta clasificación dado que la subestación se encuentra en una zona cerca a una zona industrial se dice entonces que es de zona urbana central. 2.2 Tipo de utilización de la energía La finalidad a la cual el usuario destina la energía eléctrica puede servir también de criterio para clasificar las cargas, de esta manera tenemos: • Cargas residenciales. • Cargas comerciales. • Cargas industriales. • Cargas mixtas. Aunque la subestación es para una unidad médica, se considera carga comercial debido a que aunque tiene equipos de potencia la mayor parte de la carga es de iluminación. 2.3 Confiabilidad Tomando en cuenta los daños que pueden sufrir los usuarios por la interrupción del suministro de energía eléctrica, es posible clasificar las cargas en: • Sensibles. • Semisensibles. • Normales. 2.3.1 Sensibles. Son las cargas en las que una interrupción instantánea en la alimentación de la energía eléctrica causa importantes perjuicios al consumidor, verbigracia, máquinas, computadoras, maquinaria controlada por sistemas electrónicos, hospitales, etc. 2.3.2 Semisensibles. Bajo este rubro podemos clasificar a todas las cargas en las que una interrupción pequeña (no mayor de 10 minutos) no causa grandes problemas al consumidor. 1.3.3 Normales. En este tipo cae el resto de los consumidores, los cuales pueden tener un tiempo de interrupción comprendido en el intervalo Debido a esta clasificación se debe considerar a la subestación de carga sensible ya que aunque esta clínica no cuenta con quirófanos o equipos muy vitales si cuenta con un área de urgencias por lo cual es importante que siempre cuente con energía eléctrica. 2.4 Tarifas El criterio que se usa con mayor amplitud para la clasificación de las cargas es a través de tarifas, que varían dependiendo de la empresa suministradora de energía. En la siguiente tabla se da la clasificación por tarifas que actualmente se aplica en el país. Con ella se podrá conocer la tarifa aplicable a este tipo de subestación. Tabla 2: Tarifas para el suministro de energía eléctrica ( fuente: manual técnico condumex cap. 23) 37530 León de Los Aldama. esta clínica es la T-53 ubicada en Cerrito de Jerez Norte.2. La ubicación se muestra a continuación en el siguiente mapa.5 Localización de la Subestación. Gto. El cálculo de la subestación eléctrica se realizó en base a una subestación existente de una clínica del IMSS. Figura 1: Localización de la subestación eléctrica ( fuente: google maps) . 5 hp 2 hp 7.9 0.9 0.1 Carga instalada. 3.2 Cálculo del transformador Conociendo la carga instalada se calcula ahora la capacidad del transformador. .75 3 85.9 76.5 0.9 29.83 223. ∑Ci = Sumatoria de la carga instalada.9 0.9 0.5 hp ¾ hp 3 hp FP 0.35 0. Factor de demanda.9 50 8. ∑ Dónde: Potencia del transformador. con la cual se procederá a calcular la capacidad del transformador para la subestación.Capítulo 3 Modelado de la red.9 0. Carga Uso Elevador Rayos X Extractores de humo Tipo Hongo Enfriadores Bombas Bomba Contraincendios Bomba Compresor Iluminación Tipo de máquina Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Motor Luminarias Contactos Cantidad 1 1 11 4 5 2 1 1 1 1 165 Potencia 4. Una vez que se conoce el tipo de carga y la localización de la subestación se procede a hacer un análisis de la carga instalada en la clínica. para aquellos equipos a los que no se tuvo acceso se recurrió a la norma aplicable para el IMSS (norma de criterios normativos de ingeniería).7 KW Total de carga instalada Tabla 2: Carga instalada en la clínica (fuente: Clínica IMSS-T53) 3.4 KW 50 hp ¾ hp ¼ hp 1 hp 7.9 0.9 0.610 KW 0.9 0.9 Potencia Total (KVA) 5. Para conocer la carga instalada se hace un conteo de las luminarias y equipos instalados en toda la clínica.25 1 5 15 2 7.12 39. por lo tanto el factor de demanda es de: .2. 3.23) Debido a que en la tabla del manual de condumex no se especifica el valor del factor de demanda se consulto el libro de IEEE Red book en el cual se especifica un factor de demanda del 80% para instalaciones de salud y hospitales. Factor de potencia.Factor de coincidencia.1 Factor de demanda El factor de demanda es la relación entre la demanda máxima de un sistema. Factor de crecimiento. y la carga instalada total del sistema y para el factor de demanda tenemos que del manual técnico de condumex: Tabla 3: Factor de demanda (fuente: manual técnico condumex cap. aunque el valor es mas grande al obtenido en los cálculos se elige ese transformador debido a que por norma se busca que no se utilice toda la capacidad del transformador para mayor eficiencia. el factor de potencia es: Ahora que se conocen todos estos factores se utiliza la formula mostrada con anterioridad para calcular la potencia del transformador.3 Factor de coincidencia. Entonces se busca un transformador comercial como el que se muestra a continuación. por lo tanto para el cálculo del factor de diversidad se tiene: la demanda total viene dada por la potencia total consumida. ya que el factor de coincidencia es el inverso del factor de diversidad. CFE penaliza con multas a las empresas que tengan un factor de potencia inferior a este valor.2. esto es: 223. Por lo tanto. .90. entonces para el calculo de se tiene: ∑ ( ) ( ) Por lo tanto se tiene: Entonces: 3. El factor de coincidencia se calcula mediante el factor de diversidad. ∑ Por lo tanto se elige un transformador de valor de 225 KVA. por lo tanto el factor de crecimiento es de: 3.2 Factor de crecimiento. ya que es el factor que se compromete a entregar la energía eléctrica.35 KVA.2.4 Factor de potencia. El factor de potencia está estandarizado por parte de CFE a 0.3.2. generalmente debe utilizarse solo el 80% de la potencia del transformador. El factor de crecimiento se tomara a un 20% para una posible ampliación de la clínica. 13200 V Voltaje B. 220 V %Z 4% Tabla 4: Datos del transformador (fuente: hoja de datos IEC-2253000R) 3.T.3 Datos de impedancia reflejada de CFE. A continuación se muestran los datos proporcionados: Ubicación: Figura 2: Vista aérea de la clínica IMSS-T53 (fuente: google maps) .Transformador 225 KVA Datos del transformador Conexión del Delta-Estrella transformador Potencia 225 KVA Voltaje A. Para la elaboración del diagrama unifilar se requieren los datos de impedancia reflejada por parte de CFE de acuerdo a la zona donde se ubica la subestación.T. los datos fueron proporcionados por el departamento de planeación de CFE. 85 + j2.26 + j1.61 Ω Tabla 5: Interpretación de datos de comisión (fuente: departamento de planeación de CFE) .Datos proporcionados: Figura 3: Datos proporcionados por CFE (fuente: departamento de planeación de CFE) Interpretación de los datos: Voltaje Nominal KV LG Min (corriente de falla línea-tierra mínima) LG Max (corriente de falla línea-tierra máxima) LL (corriente de falla línea-línea) LLG (corriente de falla doble línea-tierra) 3Ph (corriente de falla trifásica) R1+X1 (impedancia de secuencia positiva) R0 + X0 (impedancia de secuencia cero) 13800 V 79 A 4231 A 4737 A 5037 A 5470 A 0.43 Ω 0. u. podemos ver las cargas instaladas mas importantes como lo son los motores y una carga continua la cual incluye la iluminación y los contactos en toda la clínica. 3. para ello se calcularan los valores p.5 Datos referidos al sistema o valores p.u. para el modelado de estos diagramas como se muestra a continuación. se procede ahora a elaborar el diagrama de secuencia positiva y de secuencia cero. Para obtener los valores p. del transformador. Con los datos de impedancia proporcionados de CFE mas la carga instalada se elabora el siguiente diagrama unifilar: Figura 4: Diagrama unifilar de la subestación eléctrica Como se observa en el diagrama unifilar.3.u. se utiliza la siguiente fórmula: ( )( ) .4 Diagrama Unifilar. en kVA Potencia aparente base. del sistema.u.u. . Nota: la carga continua no se incluye para los valores p. Y se emplea la siguiente tabla para saber el valor a rotor bloqueado en base a la corriente nominal lo que nos dará el valor de ”. por lo cual se procede a tomar un valor de ya que es el valor que corresponde a motores de inducción trifásicos de uso común. clase B. es decir se debe conocer especialmente la clase de motor.Donde: ZANTERIOR SANTERIOR SNUEVA VANTERIOR VNUEVA Por lo tanto tenemos: Los valores dados por CFE se encuentran en ohm por lo tanto es necesario transformar esos datos a valores p. en kVA Voltaje nominal de alta del transformador. es decir la ” se obtiene conociendo los datos de placa. de la carga instalada especialmente cada uno de los motores se emplea la siguiente fórmula: ( )( ) El primer dato. sin embargo al realizar el levantamiento de carga de la clínica no se pudo conocer la clase de los motores. etc. para lo cual tenemos para la secuencia positiva:      Impedancia del transformador. en % Potencia aparente del transformador. pudiendo ser clase A. en kV Voltaje nominal base del sistema. clase C. ya que su aportación es casi nula para el calculo de cortocircuito que es lo que nos interesa. en kV Y para la secuencia cero: Ahora con lo valores del transformador de %Z=4% establecido en base a hoja de datos del transformador real y la potencia de 225 KVA calculada ( )( )( ) Ahora para obtener los valores p.u. L.9 50 8.06242077 30497.25 1 5 15 2 7. de los motores tenemos que: ( )( ) ( )( )( ) Se elabora el mismo cálculo para cada uno de los demás motores pero se utiliza el programa Excel 2010 y se obtienen los siguientes datos: Potencia Hp 5.346 0.14349602 457.75 3 Potencia (KVA) 5. @ 100 MVA .673 0.527 0.1130811 4574.08322769 11436. Kosow ed.5 0.12287553 3049.795 0.669 0.890 0.25 1 5 15 2 7.u.09753245 7624.5 0.13452752 1524. reverté) Retomando la formula para los valores p.75 3 x" 0.467 0.11736218 3876.9 50 8.u.12484154 2772.06935641 22873.449 Motor 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Tabla 7: Datos de los motores en valores p.Tabla 6: Letras de código indicativas de características con rotor bloqueado INEC 430-76 (fuente: “Máquinas eléctricas y transformadores” I.779 0.838 0. . no se toma en cuenta la conexión del transformador para este arreglo.u. El diagrama se elabora tomando los valores p. calculados y se modela la red en base a ellos. calculados con anterioridad. Figura 6: Diagrama de secuencia cero. calculados para el transformador y para la carga instalada se elabora el diagrama de secuencia positiva y de secuencia cero que se utilizaran para elaborar el cálculo de cortocircuito. Figura 5: Diagrama de secuencia positiva. por lo cual el diagrama es muy parecido al diagrama unifilar pero en vez de mostrar los datos de la carga instalada en la clínica se toman los valores p.7 Diagrama de secuencia cero.u.Cálculo de valores p. 3.u.u. 3. para cada uno de los motores Con los valores p.6 Diagrama de secuencia positiva. Capítulo 4 Selección del apartarrayos. operación de interruptores o desbalanceo de sistemas.8 KV. Figura 7: Clasificación de apartarrayos (fuente: norma NRF-003-CFE-2000) Además de la clase de apartarrayos se debe considerar el voltaje o tensión nominal del sistema el cual para este caso es de 13. Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas. 4. Como base para el cálculo se toma como referencia el libro “diseño de subestaciones eléctricas” de Raú l Martín asi como la norma de referencia NRF-003-CFE-2000. de esta manera tomando la norma mencionada tenemos que se debe utilizar un apartarrayos clase III de óxidos metálicos.1 Consideraciones generales. tomando la tabla 10 se tiene: Tabla 8: Características eléctricas de los apartarrayos ( fuente: norma NRF-003-CFE-2000) . ). Basándose en el libro de Raúl Martín se debe calcular la tensión nominal del apartarrayos y que se define como la tensión máxima continua a valor eficaz y a frecuencia industrial (60 hz. o sea la de designación de un apartarrayos convencional. lo cual Tabla 9: Clasificación de los sistemas de aterrizamiento (fuente: norma CFE L0000-06) Notas: Tipo A.4. Tipo B. De esta forma la tensión nominal.2 Tensión nominal del apartarrayos. la que soporta un apartarrayos entre sus terminales y que permite la terminación de la ionización después de que han estado descargando energía en los explosores. multiaterrizado directamente y con neutro común. usualmente se calcula en forma aproximada por la relación: Donde: Como dato práctico se puede utilizar cumple con que: para sistemas con neutro efectivamente conectado a tierra. . se utiliza en algunos sistemas de distribución.Es un sistema conectado en estrella con el neutro efectivamente conectado a tierra.Sistema compuesto de 4 hilos. en este caso un apartarrayos IUSA con un voltaje nominal de 12 KV. cumple con la conexión de nuestro sistema con lo cual se puede tomar el valor de Kt sugerido en el libro de Raúl Martín. . de tal manera que calculando la tensión nominal del apartarrayos se tiene: ( ) ( ) Que es el dato que proporciona la norma NRF-003-CFE-2000 por lo que cualquier método es correcto para determinar la tensión nominal del apartarrayos.Tipo C.) Se selecciona entonces el apartarrayos APMOA-12 del catalogo mostrado. neutralizadores transformadores de tierra. Tipo E. De esta manera el tipo B.Es un sistema conectado en estrella y aterrizado a través de resistores. 8: Apartarrayos de óxidos metálicos (fuente: catalogo de productos IUSA. reactores. Tipo D.Es un sistema compuesto de circuitos no aterrizados de gran longitud y con capacitancia elevada. Tomando en cuenta la norma NRF-003-CFE-2000 se selecciona un apartarrayos que cumpla con las especificaciones.Es un sistema compuesto de circuitos no aterrizados (delta o estrella). Fig. 3 Corriente de descarga del apartarrayos.4. ) ( ( ) ) ) Tabla 10: Niveles de aislamiento normalizado para equipo de categoría 1 ( fuente: norma Coordinación de Aislamientos Especificación CFE . En donde: ( ( Para el NBI del sistema se toma la siguiente tabla (véase tabla 10). La corriente de descarga nominal o corriente de descarga del pararrayos se puede calcular a partir de la siguiente expresión (fuente: Diseño de subestaciones eléctricas de Raúl Martín).L0000 – 06) . 2. de catalogo de apartarrayos se tiene: Tensión máxima de descarga debida al impulso por rayo = 40 KV. NBI = magnitud del nivel básico de impulso en KV del aparato por proteger. no debe usarse dicho apartarrayos para protección. en KV.15 Se toma entonces la mayor de estas magnitudes.4 Margen de protección contra rayos. Calculando se tiene: ( ) 4. en cuyo caso. Tensión de descarga con impulso de frente lineal dividida entre 1.5 Margen de protección contra sobretensiones de maniobra. ya que no hay garantía de respuesta adecuada para las sobretensiones de maniobra. Este margen se puede calcular a partir de la siguiente expresión tomada del libro de “diseño de subestaciones eléctricas” de Raúl Martín: Donde: MP = margen de protección del apartarrayos contra descargas atmosféricas en por ciento. Vm = tensión de descarga del apartarrayos con onda de maniobra. Por lo tanto el margen de protección contra rayos será: 4. Tensión máxima de descarga debida al impulso por rayo. Este dato no siempre se da como característica del apartarrayos. Este margen se protección se puede calcular a partir de la expresión tomada del libro de “Diseño de subestaciones eléctricas” de Raúl Martín: Donde: MPm = margen de protección por maniobra en % NBIm = magnitud del nivel básico de impulso por maniobra del sistema en KV.Se toma entonces NBI=110 KV. Dicha tensión es la mayor de los valores de cualquiera de las tres magnitudes siguientes: 1. Tensión residual para la corriente de descarga nominal. . 3. Vm = tensión máxima en el apartarrayos. que para un impulso producido por un rayo. El valor superior se recomienda para el caso de protección contra descargas atmosféricas y el valor inferior para el caso de protección contra impulsos de maniobra.De catalogo de apartarrayos se tiene: NBIm = 31. es considerado un gradiente de tensión λ entre 500 y 600 kV/m. Para calcular Vm del sistema se usa la siguiente expresión tomada del libro de “Diseño de subestaciones eléctricas” de Raúl Martín: √ √ ( ) √ √ Por lo tanto se tiene para el margen de protección por maniobra: El margen de protección varía entre 10 y 35%. Por lo tanto se toma un valor de 550 Para el cálculo de Donde: : Se tiene entonces que para la Donde: BIL = es el nivel básico de impulso. 4. La distancia mínima de fase a tierra esta dada por: Donde: ( ⁄ ) La relación entre la tensión crítica de flameo de diseño TCFDIS y la distancia dieléctrica entre electrodos es tal.6 Distancias Dieléctricas.8 KV. : . . Donde b es la presión atmosférica (cm/Hg) promedio y la temperatura (°C) promedio.s. La distancia dieléctrica del conductor de fase a tierra. se puede corregir por altitud a partir de una altura de 1000 m.n.m. Si el lugar donde se coloca la subestación está a 1000 metros o menos sobre el nivel del mar. no se necesita hacer corrección. Se tiene un dato de 90 interpolando entre los valores de 10 y 15 de la columna de tensión nominal del sistema.El valor del BIL se determina de acuerdo a la siguiente tabla: Tabla 11: Datos técnicos de la IEC (fuente: IEC). Gto (fuente: portal León Gto.Tabla 12: Factor de corrección por húmedad (fuente: normas USAS C57.) Con los datos obtenidos se elabora el cálculo como sigue: . es de aproximadamente 1800 m El valor de b será de: 76.92 debido a que la altitud de la ciudad de León Gto.2 según los datos recolectados en la siguiente figura: Figura 9: Condiciones climáticas de León. 1200-1968) Se toma un valor de Kh = 0.4 y el valor de t será de 19. de acuerdo con la norma CEI. Tabla 13: Distancias mínimas de no flameo (fuente: publicación 71A de la CEI: “recomendaciones para la coordinación de aislamiento”) Con lo cual se puede observar que a un voltaje de 13.Finalmente tenemos: Y ahora para la distancia de fase a fase tenemos: ( ) En la tabla 13 se muestran. los valores de las distancias minimas de no flameo para las tensiones máximas normalizadas.8 KV como es en el caso de nuestro sistema se tiene aproximadamente una distancia mínima de 14 cm con lo cual los cálculos realizados cumplen con la norma establecida. . Obtenemos la resistividad del terreno.0159 m. Ya que la corriente de falla 3Io debe ser la máxima corriente futura. tomando grava. Consideramos la falla de fase a tierra con una corriente de 15847. de . del libro de ¨Diseño de subestaciones eléctricas¨ de Raúl Martin.52 A y el tiempo de duración se considerara de . la corriente de falla 3Io debe ser la máxima corriente futura de falla esperada que puede ser conducida por cualquier conductor del sistema de tierra. la secuencia positiva es: Tenemos entonces la siguiente relación: .01s. Raúl Martín) Del cual tomamos que para tierra orgánica se tiene 10 ohm-metro. Y del libro de ¨Elemento de diseño de subestaciones eléctricas¨ de Enríquez Harper. También que la longitud de la red y el ancho de la red son de 4 m y que la longitud de las varillas a tierra es de 3 m con un diámetro de . Para calcular la sección transversal del conductor se debe considerar la corriente de falla de fase a tierra o dos fases a tierra la que resulte más severa. esta capa tiene un espesor de 15 cm. incluyendo el tiempo de la protección de respaldo. y el tiempo t c deber ser el tiempo máximo de liberación de la falla. Para determinar la sección transversal del conductor de puesta a tierra y de la rejilla para tierra según la NORMA DE REFERENCIA NRF-011 y manual STD 80-2000IEEE. Obtenemos entonces el factor de decremento: Tenemos que de los datos de CFE. en el cual viene la tabla siguiente: Tabla 14: Resistividades medias del terreno (fuente: diseño de subestaciones eléctricas.Capítulo 5 Diseño de sistema de tierras. se tiene que para la resistividad superficial. De la tabla 15 la relación más pequeña de X/R es 10 por lo tanto es la que tomaremos para un tiempo de falla de . se toma la más próxima que corresponde a .6.0833 a lo que corresponde un factor de decremento como sigue: Tabla 15: Valores típicos de factor de decremento Df (fuente: Norma NRF-011) Ahora calculamos la máxima corriente de falla mediante la fórmula siguiente: Donde: Entonces: Obtenemos entonces la sección del conductor. y de acuerdo a la tabla de la NOM-001 de las áreas de los conductores tenemos que para un área de 52. tenemos entonces que: De donde: Convirtiendo a mm el área. tomamos que serán conectores a compresión (soldables) tomamos un factor de conversión de 6.01 segundos.97 mm el calibre correspondiente es el 1/0 . para una temperatura de los conductores de 90°C y temperatura del aire ambiente de 40°C. (Fuente: Norma Nom-001-SEDE-2005) Obtenemos el factor de reflexión como sigue: Ahora obtenemos el factor de reducción.25 Tabla 16: Capacidad de conducción de corriente (A) permisible de un cable multiconductor MT (MV) formado por tres conductores de cobre aislados.Con un diámetro de 8. al aire. de acuerdo con los siguientes datos: Donde De acuerdo a la figura 10 el factor es: . 80-2000) Obtenemos entonces el potencial de paso tolerable para una persona con un peso aproximado de 50 Kg como sigue: ( Tenemos entonces: ( Obtenemos ahora el potencial de contacto tolerable: ( Tenemos entonces: ( )( √ ) )( √ ) )( √ ) )( √ ) .Figura 10: Factor Cs (fuente: norma IEEE std. 004127 m  n es el número de conductores equivalentes en cualquier dirección.Calculamos entonces la resistencia de la tierra: Donde:  es la longitud total  A es el área ocupada para la rejilla en Tenemos entonces que: [ √ ( √ )] [ Obtenemos el potencial de tierra GPR: √ ( ) ( √ )] Para obtener el potencial de malla hacemos: √ Donde √ Calculamos entonces la tensión de la malla.8 m  d es el diámetro del conductor que en nuestro caso es 1/0 que es de . para ello necesitamos los siguientes valores: ( ( ( ) ) ) ( ) Donde:  Para rejillas para tierras con electrodos verticales a lo largo de su perímetro y en las esquinas. que en nuestro caso tenemos que: Numero de conductores paralelos: Na = 4 Número de conductores transversales: Nb = 4 Número de varillas a tierra: 4 .  D es la distancia entre conductores que es de . √ Tenemos entonces: ( ( ( ) ( )( (( ) ( )( ( )) √ ( ) ) ( ) ) : ) ( ( ) ) ) Obtenemos el factor de irregularidad ( ) Obtenemos la longitud de los conductores: ( ) ( Obtenemos la longitud de las varillas: ) ( ) ) ( La longitud total por lo tanto es de: Tenemos entonces que la tensión de la malla es: Donde L es la longitud de la red Calculamos ahora la tensión de paso: ( Tenemos entonces que: ( ) ( ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) . entonces se calculará primeramente para el lado de alta tensión.Capítulo 6 Cálculo de cortocircuito. [ ][ ] [ ] [ ][ ] c) Falla fase a fase [ ] [ ( ][ ) ] . Para la falla trifásica debido ah que no hay neutro de retorno. Una vez que se tienen los diagramas de secuencia positiva y secuencia cero se procede a calcular las corrientes de falla en cada uno de los nodos de los diagramas. no ha secuencia negativa entonces tendremos: [ ] b) Falla fase a tierra. a) Falla trifásica. Además se utilizan las siguientes formulas para cada una de las fallas. además de que se calcularan también las corrientes de aportación de cada motor en el lado de alta y en el lado de baja. 4.( ( d) Falla doble fase a tierra ) ) ( ( ) ) [ ] [ ][ ] Conociendo las formulas apropiadas se calculara cada una de las fallas tanto para el lado de alta como para el lado de baja.1 Cálculo de cortocircuito en el nodo de alta tensión. Se calcula primeramente la Ibase en el lado de alta como se indica a continuación: √  Para la falla trifásica tenemos: √ . [ ] ( [ ][ ] )( ) ( ( )( )( )( )( ) )  Para la falla fase a tierra tenemos: [ ] [ ][ ] ( ( ) ( ) )  Para la falla fase a fase tenemos: ( ) ( ) [ ] [ ( ][ ) ] ( ( ) ) ( ( )( )( ) ) . 89 .30 -75.095 5469.87 Tabla 11: Corrientes de falla calculadas en el lado de alta tensión.5103 4736.69 160.69 4863.98 0 0 FALLA FASE A FASE 0 4736.13 30.76 0 171. Para la falla doble fase a tierra tenemos: [ ] ( ( ( [ ) ) ) ][ ] Los resultados se pueden comprobar mediante el programa realizado para el cálculo de cortocircuito para facilitar la tarea de llevar a cabo estos cálculos. Programa de cortocircuito Las corrientes de falla se muestran en la siguiente tabla: FALLA TRIFÁSICA MÓDULO 5469.5103 FALLA DOBLE FASE A TIERRA 0 5208.095 5469. ÁNGULO -79.30 40.30 -169.095 FALLA MONOFÁSICA 4228.93 0 0 0 10. Ahora se prosigue a elaborar el cálculo en el lado de baja. se omiten las formulas ya que son las mencionadas con anterioridad. nuevamente se utiliza el programa Excel para facilidad de calculo.60 FALLA DOBLE FASE A TIERRA 0 15779.1386 0 0 FALLA FASE A FASE 0 13712.43 -89.71 0 0 0 -179.41 15834.57 150.60 13712.43 30. para ello se consideran los motores en paralelo y se obtiene el equivalente thevenin de la red tanto para la secuencia positiva como la secuencia negativa.24 0 -84.57 10.41 15792. Antes de llevar a cabo el cálculo se obtendrá la corriente base referida al lado de baja tensión.49084 FALLA MONOFÁSICA . el equivalente thevenin queda como sigue: Nota: se utilizo el programa Excel para facilidad de cálculo. la formula es como sigue: √ √ Tomando esta corriente de base se tienen ahora si las corrientes de falla para el lado de baja: FALLA TRIFÁSICA MÓDULO 15834.41 15834. ÁNGULO -89.5249 Tabla 12: Corrientes de falla calculadas en el lado de baja tensión.09 15847. Para el thevenin de la secuencia positiva se tiene que se deben sumar en paralelo los motores y estos sumarse en serie con el transformador y finalmente esta suma sumarse con CFE en paralelo.64 150. Los datos obtenidos con el programa son: Con estos datos se vuelven a calcular las corrientes de cada una de las fallas pero referidas al lado de baja tensión. 70 -79.Ahora se procede a calcular las corrientes de aportación de cada uno de los motores.4881 161.261 Corriente de aportación Módulo 0 100.25 329873.80 10.25 329873.25 Sin motor Módulo 1417.6572 11.32 Módulo 0 285616. para ello se omite de la red el motor del que se desea saber la corriente de aportación y se calculan nuevamente las fallas.24 Red completa Módulo 1513.42 0 0 Ángulo -89.55 0 0 FALLA FASE A FASE Ángulo -89.70 160.70 160.54 10.6572 -108. MOTOR 50 HP FALLA TRIFÁSICA Red completa Módulo Ángulo 329979.64 Ángulo 0 -169.70 -79.75 285678.75 329873.07 Ángulo 0 -169.67 -79.07 285616.6572 131.13 0 0 Ángulo -89.73 120.70 40.4881 -18.57 Ángulo 0 160. Nuevamente se utiliza el programa para facilidad de cálculos. Solo se hará el cálculo para el motor más pequeño y para el más grande.97 0 0 Sin motor Módulo Ángulo 329873.70 40.67 40.80 -169.64 285703.83 10. el resultado obtenido se resta de las fallas de toda la red y así se obtiene la corriente de aportación de cada motor.738 104.6572 11.31 FALLA DOBLE FASE A TIERRA 285770.24 Red completa Sin motor Módulo Ángulo 329873.98 -169.8290 87.26 120.67 40.67 160.24 329979.26 120.82 10.73 120.6572 -108.97 0 0 Corriente de aportación Módulo Ángulo 120.67 160.74 Corriente de aportación Módulo 96.32 MOTOR 2 FALLA TRIFÁSICA Red completa Módulo Ángulo 329979.67 -79.98 10.75 329873.74 Corriente de aportación FALLA .25 Sin motor Corriente de aportación Módulo Ángulo 120.97 0 0 FALLA MONOFÁSICA Red completa Módulo 0 Ángulo 0 Sin motor Módulo 0 Ángulo 0 Corriente de aportación Módulo Ángulo 0 0 104.24 Red completa 285678.76 329979.25 Sin motor Módulo 0 285703.76 285770.76 329979.6572 131.24 329979. 97 0 0 0 0 Red completa Módulo 0 FALLA DOBLE FASE A TIERRA Ángulo 0 Módulo Ángulo 1417.8290 87.4881 161.25 Sin motor Módulo 0 285703.80 10.83 10.MONOFÁSICA Módulo Ángulo 1513.24 Red completa 285678.76 285770.261 Corriente de aportación Módulo 0 100.82 10.32 .07 285616.57 Ángulo 0 160.4881 -18.97 0 0 0 0 Corriente de aportación Módulo Ángulo 0 0 104.64 285703.07 Ángulo 0 -169.54 10.97 0 0 0 0 Sin motor Módulo 0 Ángulo 0 Módulo Ángulo 96.98 10.738 104.64 Ángulo 0 -169.32 Módulo 0 285616.42 -89.31 FALLA FASE A FASE 285770.13 -89.55 -89.80 -169.98 -169.75 285678. Capítulo 7 Cálculo de protecciones. Se calcularan las protecciones para el motor mayor y para el motor menor. la corriente eléctrica a plena carga es: . La corriente de los motores a plena carga se calcula mediante la ecuación: √  Para cada motor de 50HP: ( √ ) De la tabla 430-150 de la Norma Oficial Mexicana NOM001-SEDE-2005. los interruptores automáticos de tiempo inverso. Así: ( )( ) Por lo tanto. Gto. la protección del motor es:  Para el motor de 3/4HP: ( √ ) De la tabla 430-150 De acuerdo al artículo 430-22 para un solo motor: ( De la tabla 430-152 para la protección: )( ) ( )( ) Por lo tanto.De acuerdo al artículo 430-22 para un solo motor. de la especificación 240-6 de la NOM.. así mismo. obtenemos: ( )( ) Debido a las temperaturas promedio de la ciudad de León. la protección del motor es: . para los cuales la corriente se debe multiplicar al 250%. al trasladarse únicamente 3 conductores por la tubería. no se considera el factor de agrupamiento. en este caso. no se toma en cuenta el factor de temperatura. se indica que “Los conductores del circuito derivado para suministrar energía eléctrica a un solo motor deben tener capacidad de conducción de corriente no menor que 125% de la corriente eléctrica nominal (de plena carga)”. de la especificación 240-6 de la NOM. De la tabla 430-152 se selecciona la protección adecuada. en su sección 240.Para el transformador de 225 KV: LADO DE ALTA √ ( De acuerdo a la NOM-001 en su artículo 450-3 a) 2a) ) Por lo tanto ( ) LADO DE BAJA De acuerdo a la sección 430-62. Mayor + ΣIOtros Motores De acuerdo a la NOM-001. se localizan los valores de las protecciones nominales teniendo: Entonces: Transformador de 225 kva Protección termomagnético 1 3P400A Fusible 1 FUSIBLE CLASE 15 (15 A) Fusible 2 FUSIBLE CLASE 15 (20 A) . IP = Protec.6. Capítulo 8 Coordinación de protecciones. Termomagnético en el lado de alta termoma . Para las curvas de protección se utiliza el software Ecoord. Termomagnético en el lado de baja tensión. Motor de 50 hp . . Motor ¾ HP .