Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento Cálculo, Estudio y Diseño de Instalaciones Eléctricas 16 P m efil ed de ic e ió qu n de ípo C.F de .E . N PT 00 Eq 1.6 uíp TC ’s o de de C.F me .E dic . ió Fre nte 6 2 D1 n 3 7 1 D3 D4 14 0 00 CC Reg M is 1.6 Al tr o 3 4 D2 6 Dia gra m 1 2 3 33 3 kV 10 D1 8 90 0 0 CCM LSL M nc de A planta to tratamien un 5 lia r ia D2 mín im 27 a 28 0 D3 cm 29 0 1 0 D4 2 6 33 6 3 1 D5 D5 11 15 0 15 0 0 r Analizado Registro ta 3 1 46 8 PSL a ifi Dis Lis 1 ta 2 .- T de 3 .- A ran eq 4 .- C part sfo uip 5 .- P ort arr rm os 6 .- C oste acir ay ado y m cu os r ate 7.- .- C ruc ito ria Ca able eta fu le ble d s sib es ais n le la udo do (B (AT T) ) ra h i che TTrin n N.. mín N or o colect Cárcam negras de aguas comisión nacional del agua Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento Cálculo, Estudio y Diseño de Instalaciones Eléctricas Comisión Nacional del Agua www.conagua.gob.mx Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento Cálculo, Estudio y Diseño de Instalaciones Eléctricas ISBN: 978-607-626-020-3 D.R. © Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales Boulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209 Col. Jardines en la Montaña C.P. 14210, Tlalpan, México, D.F. Comisión Nacional del Agua Insurgentes Sur No. 2416 Col. Copilco El Bajo C.P. 04340, Coyoacán, México, D.F. Tel. (55) 5174•4000 Subdirección General de Agua Potable, Drenaje y Saneamiento Impreso y hecho en México Distribución gratuita. Prohibida su venta. Queda prohibido su uso para fines distintos al desarrollo social. Se autoriza la reproducción sin alteraciones del material contenido en esta obra, sin fines de lucro y citando la fuente Con t e n i d o Presentación XI Objetivo general XIII Antecedentes XV 1. Instrumentos de gestión 1 1.1. Marco jurídico 2 1.2. Marco normativo 3 2. Estructura del proyecto eléctrico 5 2.1. Lineamientos generales 5 2.2. Normas aplicables 5 2.3. Diseño estructural 5 2.4. Alcance de los trabajos eléctricos 6 2.4.1. Lineamientos 2.4.2. Actividades, estudios y memorias de cálculo, planos, documentos y 6 especificaciones, catálogo de conceptos y presupuesto base 6 2.4.3. Documentos y especificaciones 9 2.4.4. Catálogo de conceptos 10 2.4.5. Presupuesto base 10 2.5. Contenido de especificaciones 10 2.6. Alcance de los documentos técnicos – administrativos 10 2.6.1. Alcance de los trabajos y suministros 11 2.7. Condiciones generales 11 2.8. Notas electromecánicas generales 11 3. Planeación del sistema eléctrico 15 3.1. Introducción 15 3.2. Conceptos generales para instalaciones eléctricas en los sistemas de bombeo, pozos, plantas potabilizadoras, de tratamiento y desaladoras 15 3.2.1. Bases generales de diseño 16 3.2.2. Bases específicas de diseño 16 3.3. Determinación de centros de carga 18 3.4. Selección de tensiones 18 3.4.1. Clasificación 18 3.4.2. Tensiones normalizadas 19 3.5. Sistemas de distribución 19 3.5.1. Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energía eléctrica en plantas industriales 19 3.5.2. Determinación de centros de carga 21 3.5.3. Arreglos básicos (diagramas) 23 III 3.6. Sistema de aire acondicionado 25 3.6.1. Base de diseño 25 3.6.2. Memoria de cálculo 25 3.6.3. Planos de diseño 25 3.7. Recomendaciones 27 3.7.1. Suministro de energía eléctrica 27 3.7.2. Coordinación con otras áreas de ingeniería 28 3.8. Cercados y bardas 29 3.8.1. Elementos estructurales en bardas 29 3.8.2. Muros en bardas 30 3.8.3. Portones vehiculares 30 3.8.4. Cercas 30 4. Métodos de cálculo del sistema de fuerza 35 4.1. Introducción 35 4.2. Cálculo de cortocircuito 35 4.2.1. Cortocircuito trifásico 35 4.2.2. Cortocircuito monofásico 37 4.2.3. Ejemplo de aplicación 43 4.3. Cálculo y selección de conductores eléctricos 47 4.3.1. Cables de energía 47 4.3.2. Cables de baja tensión 53 4.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión 58 4.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión 60 4.4. Caída de tensión al arranque de motores 62 4.4.1. Métodos de arranque 62 4.4.2. Procedimiento de cálculo 63 4.4.3. Ejemplo de aplicación 66 4.5. Factor de potencia 69 4.5.1. Introducción 69 4.5.2. Determinación del factor de potencia 69 4.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia por capacitores 74 4.5.4. Ejemplo de aplicación 76 4.6. Cálculo y selección de reactores limitadores de corriente 79 4.6.1. Criterios básicos de selección 79 4.6.2. Método de cálculo 79 4.6.3. Ejemplo de aplicación 81 4.7. Banco de capacitores 83 4.7.1. De 600 volts y menos 84 4.7.2. De más de 600 volts 85 IV 5. Canalizaciones eléctricas 113 5.1. Introducción 113 5.2. Tipos de canalizaciones 113 5.2.1. Por su construcción 113 5.2.2. Por su instalación 114 5.3. Factor de relleno 114 5.3.1. Tubería 114 5.3.2. Charolas 115 5.3.3. Ducto metálico 116 5.4. Banco de Tuberías 116 5.4.1. Número de tuberías 116 5.4.2. Usos permitidos 116 5.4.3. Soportería 118 5.4.4. Profundidad 119 5.5. Registros eléctricos 122 5.6. Tubería conduit de pvc 124 5.6.1. Clasificación 124 5.7. Ejemplos de aplicación 126 5.7.1. Tubería 126 5.7.2. Charolas 126 5.7.3. Ductos 127 6. Protecciones 133 6.1. Introducción 133 6.2. Dispositivos de protección de sobrecorriente 134 6.2.1. Fusibles 134 6.2.2. Interruptores automáticos 138 6.2.3. Relevadores 141 6.3. Transformadores de instrumentos 144 6.3.1. Transformadores de corriente 144 6.3.2. Ejemplo de selección de los transformadores de corriente 146 6.3.3. Transformadores de potencial 148 6.4. Protección de equipo 149 6.4.1. Protección de transformadores 149 6.4.2. Protección de motores 152 6.4.3. Protección de alimentadores 153 6.5. Coordinación de dispositivos de protección de sobrecorriente 158 6.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes 158 6.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente 163 6.6. Coordinación de aislamiento 164 6.6.1. Determinación de las tensiones de aguante requeridas 164 6.6.2. Lista de tensiones de aguante nominales normalizadas a 60 Hz 165 V  6.6.3. Categorías de tensiones máximas de los equipos 165 6.6.4. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente 165 6.7. Ejemplo de aplicación 175 6.7.1. Selección de la escala de corrientes 7. Sistema de tierras 175 187 7.1. Introducción 187 7.2. Procedimiento para el cálculo del sistema de tierras 187 7.2.1. Características del terreno 187 7.2.2. Corriente máxima de falla a tierra 188 7.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras 189 7.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras 190 7.2.5. Número de electrodos requeridos 192 7.2.6. Tipos de electrodos 192 7.2.7. Longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras 194 7.2.8. Resistencia de la red de tierras 194 7.2.9. Cálculo del máximo aumento de Tensión en la red de tierras 195 7.2.10. Cálculo de tensiones tolerables 195 7.2.11. Cálculo de tensiones probables 195 7.2.12. Condiciones de seguridad 195 7.3. Conductor de puesta a tierra de equipos 7.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones 197 y equipo 197 7.3.2. Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de un sistema de corriente alterna 199 7.3.3. Conexión de puesta a tierra de un equipo 200 7.3.4. Conductor de tierra en apartarrayos 204 7.4. Procedimiento para el cálculo de pararrayos (tipo bayoneta o punta) 205 7.5. Ejemplos de aplicación 207 7.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos 207 7.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos 210 8. Sistemas de control 213 8.1. Introducción 213 8.2. Consideraciones generales 213 8.3. Equipos de control 213 8.3.1. Generalidades 213 8.3.2. Equipos auxiliares de control 214 8.3.3. Cables de control 218 8.3.4. Tableros de control 219 8.3.5. Controladores de motores 220 VI 8.4. Control supervisorio 223 8.4.1. Requisitos generales 223 8.4.2. Arquitectura SCADA 226 8.5. Diagramas lógicos de control 230 8.6. Diagramas de control eléctrico 230 8.7. Ejemplos de sistemas de control 232 8.7.1. Arranque y paro de motor 232 8.7.2. Secuencia de arranque 232 8.7.3. Transferencia 233 8.7.4. Control de nivel en tanque elevado 237 8.7.5. Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua 239 8.7.6. Control de retrolavado de filtros 240 8.7.7. Circuito alternador 242 8.8. Instrumentos de medición 245 9. Sistemas de emergencia 247 9.1. Introducción 247 9.2. Consideraciones eléctricas 247 9.2.1. Determinación del tipo de carga 247 9.2.2. Características eléctricas de los equipos 248 9.2.3. Otras cargas 248 9.3. Procedimiento para determinar la capacidad de una planta de emergencia (motogenerador) 249 9.4. Procedimiento de cálculo del banco de baterías 253 9.4.1. Datos básicos 253 9.4.2. Banco de baterías 253 9.4.3. Cálculo del banco de batería plomo-ácido 254 9.4.4. Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio 255 9.5. Cargador de baterías 256 9.5.1. Funciones del cargador 256 9.5.2. Cálculo del cargador de baterías 256 9.6. Ejemplos de aplicación 257 9.6.1. Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) 257 9.6.2. Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido 260 9.6.3. Ejemplo de selección batería níquel cadmio 262 9.6.4. Ejemplo de selección de cargador de baterías 262 9.7. Sistema de energía ininterrumpible 263 9.7.1. Datos técnicos requeridos de una planta de emergencia 263 9.7.2. Sistema de doble conversión 264 9.7.3. Sistema de modulación por ancho de pulso (PWM) 264 VII  9.7.4. Características generales de selección 264 9.7.5. Altitud de operación 265 9.7.6. Operación 265 9.7.7. Capacidades 266 9.7.8. Instrumentos de medición, protección, alarmas y señalización 266 9.8. Alumbrado y circuitos de emergencia 267 9.8.1. Circuitos de sistemas de emergencia para alumbrado y fuerza 267 9.8.2. Control para los circuitos de alumbrado de emergencia 268 9.8.3. Ubicación de los interruptores 269 9.8.4. Protección contra sobrecorriente 270 9.9. Sistema contra incendios 271 9.10. 272 Sistema de alarmas 9.10.1. Alarmas audibles en campo 273 9.10.2. Alto parlantes (bocinas) 273 9.10.3. Estaciones manuales de alarma 274 9.10.4. Pruebas 274 10. Sistemas de alumbrado 281 10.1. Introducción 281 10.2. Procedimiento para el cálculo de alumbrado 281 10.2.1. Nivel de iluminación recomendado 281 10.2.2. Área de tableros 284 10.3. Alumbrado para exteriores 290 10.4. Método de cálculo de los lúmenes 290 10.5. Alumbrado en subestaciones eléctricas 291 10.6. Método del cálculo para alumbrado localizado 293 10.7. Método de cavidad zonal 296 10.7.1. Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes 297 10.7.2. Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado 299 11. Arreglos físicos 307 11.1. Introducción 307 11.2. Arreglos de conjunto 307 11.3. Subestaciones eléctricas 308 11.3.1. Consideraciones generales 308 11.3.2. Características del diagrama de conexiones 308 11.3.3. Características normativas 308 11.3.4. Tipos de acometida 309 11.3.5. Características específicas de arreglos físicos 310 VIII 11.4. Distribución de fuerza 312 11.4.1. Consideraciones generales 312 11.4.2. Características específicas de tableros 314 11.4.3. Compresores 316 11.4.4. Sistemas auxiliares 318 Conclusiones 341 Anexos A. Problemas 343 B. Factibilidad de suministro de energía eléctrica 351 C. Listado de normas de cálculo, estudio y diseño de instalaciones eléctricas 359 D. Glosario 371 E. Simbología 387 F. Notas aclaratorias 393 G. Bibliografía 395 Índice de ilustraciones 396 Índice de tablas 400 Contenido alfabético 404 IX P r e se n tac ión Uno de los grandes desafíos hídricos que enfrentamos a nivel global es dotar de los servicios de agua potable, alcantarillado y saneamiento a la población, debido, por un lado, al crecimiento demográfico acelerado y por otro, a las dificultades técnicas, cada vez mayores, que conlleva hacerlo. Contar con estos servicios en el hogar es un factor determinante en la calidad de vida y desarrollo integral de las familias. En México, la población beneficiada ha venido creciendo los últimos años; sin embargo, mientras más nos acercamos a la cobertura universal, la tarea se vuelve más compleja. Por ello, para responder a las nuevas necesidades hídricas, la administración del Presidente de la República, Enrique Peña Nieto, está impulsando una transformación integral del sector, y como parte fundamental de esta estrategia, el fortalecimiento de los organismos operadores y prestadores de los servicios de agua potable, drenaje y saneamiento. En este sentido, publicamos este manual: como una guía técnica especializada, que contiene los más recientes avances tecnológicos en obras hidráulicas y normas de calidad, con el fin de desarrollar infraestructura más eficiente, segura y sustentable, así como formar recursos humanos más capacitados y preparados. Estamos seguros de que será de gran apoyo para orientar el quehacer cotidiano de los técnicos, especialistas y tomadores de decisiones, proporcionándoles criterios para generar ciclos virtuosos de gestión, disminuir los costos de operación, impulsar el intercambio de volúmenes de agua de primer uso por agua tratada en los procesos que así lo permitan, y realizar en general, un mejor aprovechamiento de las aguas superficiales y subterráneas del país, considerando las necesidades de nueva infraestructura y el cuidado y mantenimiento de la existente. El Gobierno de la República tiene el firme compromiso de sentar las bases de una cultura de la gestión integral del agua. Nuestros retos son grandes, pero más grande debe ser nuestra capacidad transformadora para contribuir desde el sector hídrico a Mover a México. Director General de la Comisión Nacional del Agua XI Ob j et i vo ge n e r a l El Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento (MAPAS) está dirigido a quienes diseñan, construyen, operan y administran los sistemas de agua potable, alcantarillado y saneamiento del país; busca ser una referencia sobre los criterios, procedimientos, normas, índices, parámetros y casos de éxito que la Comisión Nacional del Agua (Conagua), en su carácter de entidad normativa federal en materia de agua, considera recomendable utilizar, a efecto de homologarlos, para que el desarrollo, operación y administración de los sistemas se encaminen a elevar y mantener la eficiencia y la calidad de los servicios a la población. Este trabajo favorece y orienta la toma de decisiones por parte de autoridades, profesionales, administradores y técnicos de los organismos operadores de agua de la República Mexicana y la labor de los centros de enseñanza. XIII A n t ec e de n t e s Para cumplir con su objetivo, el Manual de agua potable, alcantarillado y saneamiento (MAPAS) está estructurado en cinco módulos, los cuales están organizados de acuerdo a funciones específicas dentro del organismo operador. El Módulo tres Proyectos de agua potable, alcantarillado y saneamiento incluye 32 libros de diseño para los distintos elementos que intervienen en el proceso de producción y distribución de agua potable, así como de la captación, desalojo y tratamiento de aguas residuales. Específicamente, dentro de este módulo el MAPAS ofrece cuatro libros enfocados al diseño, selección e instalación de los equipos electromecánicos, los cuales son: Libro 15. Cálculo, estudio y diseño de instalaciones mecánicas Libro 16. Cálculo, estudio y diseño de instalaciones eléctricas Libro 17. Selección de equipo y materiales electromecánicos Libro 18. Instalación y montaje de equipo electromecánico Por su parte el módulo cuatro Operación y mantenimiento cuenta con 14 libros que presentan procedimientos y recomendaciones para la operación y mantenimiento de redes de agua potable, alcantarillado y sistemas de tratamiento. Dentro de estos dos libros están enfocados al mantenimiento y optimización de los elementos y materiales electromecánicos, estos son: Libro 41. Eficiencia energética, uso eficiente y ahorro de la energía Libro 43. Pruebas, Puesta en Servicio, Operación y Mantenimiento de Equipo y Materiales Electromecánicos Estos seis libros se interrelacionan y se complementan entre sí y con los 49 libros restantes del manual, por lo que para una correcta interpretación de la información contenida en estos, se debe considerar de forma integral el contenido de los seis libros. Con el presente documento se dan a los Organismos Operadores las recomendaciones básicas para diseñar y seleccionar los diferentes elementos que intervienen en la planeación de los sistemas eléctricos para plantas de bombeo y de tratamiento de aguas residuales. XV La actualización de este libro brinda a los diseñadores la información suficiente para afrontar el reto de planear un proyecto integral donde intervienen sub estaciones eléctricas, acometidas eléctricas, instalaciones eléctricas, tableros eléctricos y demás componentes que son elementales en la planeación de los proyectos eléctricos. A través de nueve capítulos, se aborda desde la fuerza hasta el control. Aun que dicho libro contiene amplia información con respecto al tema eléctrico es necesario tener nociones básicas de electricidad para poder comprender ciertos conceptos. En el caso de necesitar información más especializada sería conveniente referirse a la bibliografía y normatividad recomendada, así como la información proporcionada directamente por el proveedor de componentes eléctricos. Se recomienda al diseñador que realice visitas periódicas a sitio con el fin de mejorar su apreciación de su diseño una vez instalado en campo ya que al trasladar la idea del papel a un elemento físico se encuentran áreas de oportunidad que pueden ayudar a realizar un proyecto de mejor calidad. Nota importante: Considere que los lineamientos y recomendaciones indicadas en este libro, obedecen a la experiencia de los especialistas en el sector hídrico. En ningún caso se pretende sustituir a las normas oficiales, internacionales, extranjeras ni la aplicación a la mejor práctica de la ingeniería por lo que debe considerarse como una guía para el diseño de instalaciones eléctricas. Palabras clave: Instalaciones, sistema eléctrico de fuerza, sistemas de tierra, sistemas de alumbrado, cortocircuito, conductores, arranque de motor, caída de tensión, factor de potencia, reactores limitadores de corriente, canalizaciones, protecciones, fusible, interruptor, Transformador de instrumentos, Transformador de corriente, transformador, protección de motores, protección de transformadores, protección de alimentadores, apartarrayos, electrodos, sistemas eléctricos de emergencia, banco de baterías, Acometida. XVI 1 I nst ru m e n tos de ge st ión En la actualidad en nuestro país enfrentamos de plantas de aguas residuales, que favorezcan el grandes problemas energéticos, por lo que es con- uso racional de los recursos ambientales. veniente que para resolverlos, se pueda contar con lineamientos que permitan a los organismos ope- El personal responsable del organismo operador radores ser más eficientes en el cálculo, estudio deberá ser personal calificado, cuyos conoci- y diseño de instalaciones eléctricas. Lo anterior mientos y facultades específicos permitan inter- da la oportunidad al diseñador eléctrico, de con- venir en el cálculo, estudio o diseño de una de- tar con las herramientas básicas para afrontar la terminada instalación eléctrica. Además, tomar responsabilidad de planear una instalación donde en consideración el marco jurídico y normativo intervengan equipos eléctricos tales como table- existente para justificar los criterios en la selec- ros, canalizaciones, protecciones, subestaciones ción de la instalación eléctrica requerida. El mé- eléctricas, transformadores, sistema de tierras e todo utilizado para la determinación de la efi- incluso alumbrado; así como también implemen- ciencia electromecánica está fundamentado en tar recomendaciones nacionales e internacionales Normas Oficiales Mexicanas, en tanto que para en la correcta instalación de equipos eléctricos que la predicción, causas de ineficiencia y otras re- intervienen dentro de cualquier instalación para la comendaciones, se basan en las Normas ANSI/ distribución de agua potable o de aguas residuales. HI, en publicaciones y experiencias. Todo lo anterior debe estar estrictamente relacio- La Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), nado con el conocimiento por parte del personal órgano Administrativo, normativo, técnico, con- operativo del organismo, del sistema hidráulico al sultivo y desconcentrado de la Secretaria de Me- cual está ligado; los niveles de eficiencia, dispositi- dio Ambiente y Recursos Naturales (SEMAR- vos y accesorios necesarios para su funcionamien- NAT), para llevar a cabo las atribuciones que le to, de lo contrario llevarán a una baja eficiencia han sido conferidas, y para apoyar lo anterior, sin obtener ahorros sustantivos en su operación. trabaja en conjunto con diversas instancias en el Aunado a ello debemos también considerar, que ámbito federal, estatal y municipal; asociaciones el uso adecuado de la energía hará más eficiente la de usuarios y empresas; instituciones del sector oferta del servicio de abastecimiento de agua po- privado y social así como organizaciones inter- table a la población, así como mejorar la operación nacionales. Por lo que tiene la misión y visión de: 1 Misión • Constitución política • Ley de Aguas Nacionales Preservar las aguas nacionales y sus bienes pú- • Reforma energética en México blicos inherentes para su administración sus- • Ley de la Industria Eléctrica tentable y garantizar la seguridad hídrica con la • Ley de los órganos reguladores y coordi- responsabilidad de los órdenes de gobierno y la sociedad en general. nados en materia energética • Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Visión • Ley orgánica de la Administración Pública Federal Ser una institución de excelencia en la preserva- • ción, administración de las aguas nacionales y la seguridad hídrica de la población. Ley de la Comisión Reguladora de Energía • Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de Basado en lo anterior la CONAGUA busca apoyar a los responsables de los organismos la Trasmisión Energética • operadores en la mejor toma de decisión en la selección de equipos electromecánicos basados Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía • en instrumentos de gestión tanto en un marco Ley del Sistema de Horario en los Estados Unidos Mexicanos jurídico, como en un marco normativo, de tal • Ley General del Cambio Climático manera que ante cualquier eventualidad, pueda • Ley federal Sobre Meteorología y Nor- tenerse la certeza de que se procedió con base a malización la legislación y normatividad nacional, y refor- • Ley de Planeación zada por estándares internacionales. • Reglamento de Ley de Aguas Nacionales • Reglamento de la Ley del Servicio Públi- 1.1. M a rc o j u r í dic o co de Energía Eléctrica • Reglamento de la Ley del Servicio Pú- A continuación se presenta el Marco Legal a fin blico de Energía Eléctrica, en Materia de de considerar las normas jurídicas que se esta- Aportaciones blecen, iniciando en la Constitución Política y • Reglamento de la Ley para el Aprovecha- apoyándose en las diferentes leyes de carácter miento de Energías Renovables y el Fi- general con sus respectivos reglamentos para nanciamiento de la Trasmisión Energética su aplicación, en materia de proyectos de agua, • lo que debe hacerse, por lo que fundamentan el presente libro. Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía • Reglamento de la Ley federal Sobre Meteorología y Normalización • 2 Otras leyes secundarias 1. 2 . M a rc o nor m at i vo • Plan Nacional de Desarrollo • Plan Nacional Hídrico A continuación se presenta el Marco Normativo • Programa Nacional de Normalización que contiene los programas, normas y reglas espe- • Normas Oficiales Mexicanas cíficas para realizar y atender proyectos de agua, • Normas Mexicanas obedeciendo lo señalado en el marco jurídico. • Normas Internacionales • Normas extranjeras • Sistema General de Unidades de Medida La ingeniería de selección de instalaciones mecánicas deberá estar de acuerdo a las partes aplicables de la siguiente normatividad, estándares y reglamentos vigentes: Nota Importante: Para la correcta utilización de este libro es necesario consultar las siguientes normas: NOM NMX IEEE IEC NEC Normas Oficiales Mexicanas Normas Mexicanas Institute of Electrical and Electronics Engineers International Electrotechnical Commission National Electric Code 3 2 E st ruc t u r a de l proy ec to e l éc t r ico 2 .1. L i n e a m i e n t o s ge n e r a l e s 2 . 3. Di se ño e st ruc t u r a l El diseño estructural, se realizará para la con- Se elaborará el proyecto del tanque de sumer- dición de carga más desfavorable, haciendo las gencia y/o cárcamo de bombeo para aguas re- combinaciones entre carga muerta, carga viva, siduales, de la casa de máquinas (que incluya peso de equipos, viento, sismo, etc. atraques para múltiples de succión, descarga, bases de equipos, silletas, grúa viajera, cuarto El dimensionamiento, diseño estructural y/o de control, caseta de vigilancia, etc.), el proyec- adaptación de cajas tipo y atraques, casetas, pro- to funcional tanto eléctrico como mecánico del tecciones tipo, silletas y piezas especiales deberá cárcamo de bombeo de aguas residuales, y de los estar incluido en el diseño de la línea de conduc- equipos electromecánicos de la planta de trata- ción. miento según aplique. Se realizará el diseño geométrico de codos, re- 2 . 2 . Nor m a s a pl ic a bl e s ducciones, piezas especiales y atraques tomando en cuenta las fuerzas de empuje y los cambios La Ingeniería se hará con base en las normas de dirección vertical y horizontal. Además, se que se encuentran en el Anexo B. deberá verificar que los esfuerzos transmitidos al terreno sean menores que su capacidad de carga de acuerdo al sitio en donde se localizará Nota importante: la línea. Todos los estudios y memorias de cálculo deberán tener anexa la información de la normatividad utilizada para el diseño. Se elaborarán los planos necesarios en donde se mostrará las estructuras en planta y elevación con todas las cotas, secciones, armados, cortes y 5 detalles necesarios para la construcción, inclu- • yendo silletas, atraques, bases para los equipos, la memoria de cálculo detallada, cantidades de Trámites oficiales ante FF.CC., S.C.T., S.E., C.F.E., etc. • obra y el catálogo de conceptos. Estas activi- Actividades Administrativas. (Juntas, revisión cruzada, informes, controles, etc.) dades, entre otras, deberán ser realizadas por el área Civil, considerando los requerimientos 2.4.2.2. Estudios y memorias de cálculo electromecánicos. Dentro de esta actividad se deberá realizar lo 2 .4. A l c a nc e de l o s t r a ba jo s e l éc t r ic o s siguiente: • Estudio técnico-económico de la selección del equipamiento eléctrico y dispo- 2.4.1. Lineamientos sitivos de control • Todos los cálculos, planos, especificaciones, símbolos, control de actividades datos y condi- ahorro de energía del sistema • ciones deberán ejecutarse de acuerdo a la buena práctica de la ingeniería; así mismo, a las nor- Estudio de eficiencia, optimización y Selección de arreglo de Subestación y número de transformadores • Selección y cálculo de potencia de trans- mas generales de dibujo que emita la Conagua. formadores, apartarrayos, fusibles y cu- Además se tomará en cuenta la norma relativa a chillas desconectadoras, arrancadores e las instalaciones destinadas al suministro y uso interruptores, así como transformadores de la energía eléctrica (NOM-001-SEDE) de corriente y potencial • Cálculo de alimentadores: Selección por Dentro de los trabajos a desarrollar por el con- capacidad, por caída de tensión y por tratista estarán conformados por lo siguiente: corto circuito 2.4.2. Actividades, estudios y memorias de cálculo, planos, documentos y especificaciones, catálogo de conceptos y presupuesto base • Estudio de corto circuito • Cálculo de arranque de motores • Cálculo del sistema de tierras • Cálculo y Selección de interruptores, dispositivos de protección y medición • Cálculo de alumbrado interior y exterior (balance de cargas, circuitos, tipo de lámpara, método por lumen, punto por punto, cavidad zonal, etc.) 2.4.2.1. Actividades • Visita al sitio. • Revisión cruzada de la ingeniería (mecánica, eléctrica, civil, arquitectónica etc.) • • Estudio de factor de potencia • Coordinación de protecciones • Procedimiento de diagramas de interconexión y de control • Cálculo de cimentaciones, bases de equi- Aprobación del proyecto por parte de po y estructuras metálicas, de subesta- una Unidad Verificadora ción (civil). 6 • Estudio del Sistema contra Incendio. • Estudio de Señalización • Señalización (incluyendo detalles de la relación) • Sistema contra Incendio (Ubicación de extintores, etc.) Nota importante: Todo plano deberá contener croquis de localiza- Las memorias de cálculo deberán ser realizadas y aprobadas antes de iniciar los dibujos, planos, especificaciones o catálogo de conceptos. ción del área en cuestión de preferencia arriba del cuadro destinado para aprobación de la Unidad de Verificación. El proyecto eléctrico deberá ser dictaminado por 2.4.2.3. Planos una Unidad Verificadora en el curso de la realización del proyecto de Ingeniería y antes de ser Entre los dibujos a realizar como mínimo esta- presentado al organismo operador o Conagua. rán los siguientes: En lo referente a dibujos, podrán emplearse for• • • • • Subestación Eléctrica (fuerza, tierras, matos ya elaborados que son repetitivos y que pararrayos, alumbrado, contactos, con- solamente se adaptan a los requerimientos y ca- trol y diagramas de interconexión). racterísticas del proyecto como lo son: Diagrama Unifilar, Centro de Control de Motores y/o de tablero de distribución. a) Diagrama Unifilar Distribución General de Fuerza y Con- b) Detalles de Instalación trol (por área) c) Lista de cables y conduits Distribución de Alumbrado y Contactos (por área). Como planos generales se considerarán los si- Distribución de Alumbrado exterior e guientes: iluminación localizada • • Sistema de Tierras y Pararrayos (por a) Diagrama Unifilar General área) b) Distribución General de Fuerza Diagramas Esquemáticos de Control e c) Sistema General de Tierras y Pararrayos Interconexión d) Sistema de Alumbrado Exterior • Lista de Conduit y Cable • Sistema General de Tierras • Símbolos y Notas (pueden ser indicados Planos Específicos a) Planos de alumbrado y contactos en los dibujos específicos) Estos planos contendrán la localización Detalles de Instalación (pueden ser indi- y tipo de luminarias, circuitos, apagado- cados en los dibujos específicos). res, altura de montaje, tableros, alambra- • Estructuras metálicas de subestación do, asimismo la lista de materiales y de- • Cimentación y bases de equipos de la talles de instalación. Se indicara el nivel subestación de iluminación (luxes) • 7 b) Planos de distribución de fuerza, tierras y pararrayos todos y cada uno de los requerimientos marcados por la Unidad Verificadora En este tipo de dibujos se mostrará la f) Diagrama unifilar de CCM'S y/o tablero localización de los motores, rutas de de distribución conduits, estaciones de control, centro Este tipo de dibujo contendrá el unifi- de control de motores, tipo de soportes, lar mostrando los motores de servicios, etc. Las tuberías conduits deberán iden- transformadores de alumbrado, protec- tificarse con un número de referencia el ciones, instrumentos de medición y con- cual también estará representado en los trol, los circuitos con las características diagramas unifilares y en la lista de con- del cable conduits, tierras, control, iden- duit de cable. tificación del equipo y sus características En los planos generales de fuerza debe- formando parte del plano rán aparecer los alimentadores principa- g) Lista de cables y conduits les, de control y de señalización, tanto Este tipo de dibujo deberá contener las en alta como en baja tensión. Así mismo, características de todos los alimentado- los detalles de instalación, cortes y lista res, circuitos de control y de alimentación de materiales eléctrica que no se muestren en los dia- c) Diagramas esquemáticos de control gramas del centro de control de motores. Estos dibujos deberán contener los dia- Se mostrará de donde parte y a que equi- gramas elementales de control de los po llega, característica del cable, longitud, motores, electroniveles y de aquellos dis- canalización e identificación del circuito positivos que tengan enlaces e interconexiones con instrumentos. h) Planos de subestación Se indicará la planta y las elevaciones d) Sistemas de tierras necesarias que muestren las partes prin- El sistema de tierras deberá indicar el cipales así como los detalles suficientes tipo de conector, calibre de conductores, que faciliten la construcción de ésta. detalle de instalación, cortes y lista de Los diagramas de interconexión entre materiales. Podrá incluirse en este dibu- tablillas de equipos deberán aparecer en jo el sistema de pararrayos. los dibujos correspondientes. e) Diagrama unifilar Todos los símbolos, notas, detalle de Este dibujo deberá quedar de preferencia instalación y lista de materiales así como en un solo plano, mostrando todos los todo el equipo podrán indicarse en el elementos de protección, control y me- propio plano. dición, su designación y características Se elaborará el proyecto de la estructura principales. Los circuitos alimentadores de la subestación; así como, las bases de deberán ser identificados por medio de los equipos de fuerza y control. un solo código numeral y/o alfabético, Se realizará el diseño de las estructu- indicándose en el plano la lista de con- ras metálicas y bases para equipos de la duits y cable, asimismo deberá repre- subestación (transformadores, cuchillas, sentarse un cuadro de cargas indicando interruptores, etc.) del proyecto, toman- todas las cargas de la planta, así como do en cuenta las cargas muertas, vivas, 8 Especificaciones accidentales y peso de los equipos; siguiendo las recomendaciones de los estudios de mecánica de suelos y en base a El proyecto eléctrico deberá contener como mí- las Normas ACI-318 y ACI-350 (Ameri- nimo las siguientes especificaciones: can Concrete Institute) y del Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión • Federal de Electricidad Especificaciones Generales de Diseño Eléctrico i) Planos del Sistema de Señalización y del • Sistema contra Incendio Especificaciones Generales de Construcción Se desarrollaran dibujos conteniendo la Especificaciones de Equipos señalización del proyecto, así mismo, planos del sistema contra incendio. En • ambas actividades deberán mostrarse Transformadores de Distribución o de Potencia con precisión la ubicación de las señales • Tablero Blindado y de los distintos dispositivos de protec- • Transformador de Servicios propios ción contra incendio seleccionados de • Planta Eléctrica de emergencia acuerdo a normas y al estudio formulado • Banco de Baterías y Cargador • Tableros en 220/127 v • Tablero de Corriente Directa • Banco de Capacitores • Cables de Potencia • Cables para el Sistema de Tierras • Electrodos de Tierra • Cables de Pararrayos Bases del Diseño (antes de iniciar pla- • Sistema de Soportes para Cables nos) • Aisladores Tipo Suspensión Cuestionario Eléctrico (antes de iniciar • Cables de Control los planos y memorias de cálculo) • Tableros de Distribución • Centro de Control de Motores Estos documentos deben ser aprobados antes de • Subestación Unitaria iniciar las memorias de cálculo, planos y espe- • Motores de Servicios cificaciones. • Cerca Perimetral • Desconectador Fusible • Especificaciones para Construcción de 2.4.3. Documentos y especificaciones En este rubro el contratista realizará lo siguiente: Documentos • • Documentos Técnicos - Administrativos Obra Civil • Alcances de los Trabajos y Suministros • Sistema contra Incendio • Condiciones Generales • Señalización 9 2.4.4. Catálogo de conceptos − Control de Calidad − Partes de Repuesto y Herramientas Este documento describirá en forma de concep- Especiales tos la lista de materiales e incluirá todas las par- − Experiencia tidas de que consta el proyecto, necesarias para − Señalización licitarlo, construirlo y operarlo; se anotarán en − Características Particulares forma de columna indicando: número, descrip- − Cuestionario Técnico ción, unidad y cantidad. Los conceptos consi- e) Planos de Referencia derados, deberán cubrir el diseño, fabricación, f) Certificación del Equipo suministro, refacciones, pruebas en campo, en g) Instalación fábrica, empaque, embarque, transporte, mon- h) Alimentación de Energía taje y puesta en operación, etc. Dictamen de Ve- i) Alambrado y Control rificación correspondiente a la construcción por j) Placa de Identificación parte de una unidad verificadora. En cada con- k) Inspección en Fábrica cepto, se indicará la especificación de referencia l) Pruebas donde aplique y los planos de referencia. Se in- − Fábrica cluirá como concepto el Manual de Operación y − Campo Mantenimiento a realizar por el contratista de m) Características Particulares obra. n) Embarque y Transporte o) Información que se deberá presentar en 2.4.5. Presupuesto base la documentación de concurso y después de la adjudicación El contratista de Ingeniería presentará en base − Dibujos básicos en el catálogo de conceptos, el Presupuesto Base − Boletines, instructivos de operación, del proyecto en cuestión. instalación y mantenimiento − Dibujos e información certificada del 2 . 5. Con t e n i d o de e spec i f ic ac ion e s equipo p) Programa de entrega q) Garantías Las especificaciones de equipos electromecáni- r) Montaje cos deberán contener como mínimo lo siguiente: s) Penalización t) Forma de Pago y de Medición a) Objetivo y Campo de aplicación 2 .6 . A l c a nc e de l o s documentos t éc n ic o s – a dm i n i st r at i vo s b) Normas aplicables c) Alcance del Suministro d) Especificaciones Técnicas − Condiciones de Operación − Condiciones de Diseño − Características Generales de Cons- Los documentos “Alcance de los Trabajos y Suministros” y “Condiciones Generales”, deberán trucción contener como mínimo lo siguiente: − Ruido 10 2.6.1. Alcance de los trabajos y suministros m) Reclamaciones n) Retenciones y Deducciones o) Seguros a) Descripción del trabajo p) Indemnizaciones b) Especificaciones y dibujos q) Subcontratos c) Descripción del trabajo específico r) Inspección y Control de Calidad d) Material en obra, equipo y servicios su- s) Embarques de Equipos y Materiales Su- ministrados por el contratista ministrados por “El Contratista” e) Programa de ejecución y secuencia del t) Posesión antes de la Terminación trabajo u) Condiciones y Riesgos de los Trabajos f) Programa y reportes v) Ocupación Conjunta g) Requerimientos para el suministro de w) Reglamento de Trabajo datos x) Seguridad e Higiene h) Comunicaciones y) Equipo de Montaje de “El Contratista” i) Información general z) Protección de Los Materiales y Equipo j) Seguridad e higiene aa) Propiedad, Cuidado, Custodia y Control k) Información contractual de Materiales y Equipo l) Factores de evaluación penalización bb) Personal de “El Contratista” m) Empaque y embarque cc) Armonía laboral n) Información del contratista ganador dd) Responsabilidad Laboral o) Control de calidad, garantía ee)Información Confidencial ff) Publicidad 2 .7. Con dic ion e s ge n e r a l e s gg) Propiedad de la Información hh) Garantía de Respaldo ii) Comunicaciones a) Especificaciones y Dibujos Aprobados jj) Leyes y Reglamentos para Construcción kk) Jurisdicción b) Propósito de las Especificaciones y Dibu- 2 . 8 . No ta s e l ec t rom ec á n ic a s ge n e r a l e s jos c) Permisos y Licencias d) Garantías e) Limpieza f) Programa, Coordinación y Reportes En las listas de materiales deberá incluirse la g) Aviso de Terminación y Procedimientos descripción básica del equipo mayor y especifi- de Aceptación cación general del equipo menor, como tableros, h) Fuerza Mayor transformadores de alumbrado, interruptores, i) Suspensión de los trabajos contactos, cable, tubo conduit, zapatas y acceso- j) Derecho de Terminación por Conagua rios de instalación, etc. k) Terminación por Incumplimiento de “El Todos los planos, cálculos y selecciones de equi- Contratista” pos mecánicos deberán estar justificados con l) Impuestos y Acción Oblicua Subrogatoria 11 normas, catálogos, folletos o bien con elemen- considerarse la ejecución del proyecto eléctrico. tos que ratifiquen lo especificado. El proyecto eléctrico será realizado de acuerdo a la norma En los planos de alumbrado y contactos se de- NOM-001-SEDE-2005 en su última edición. berá anotar el nivel de iluminación, calculado en luxes. Los conceptos que no queden amparados por esta norma deberán estar cubiertos por las nor- Las memorias de cálculo y estudios eléctricos y mas IEC, ANSI, NEMA, IPCEA, IEEE, ASME, mecánicos deberán ser congruentes con los pla- AWWA, ASTM, etc. En su última edición, así nos y especificaciones. como las normas de CFE para lo concerniente a líneas eléctricas Dentro del catálogo de conceptos, tanto mecánicos como eléctricos, la empresa deberá Se deben efectuar los trámites oficiales ante indicar todas aquellas partidas y/o actividades CFE, considerando que si existen cruces en lo que complementen el objetivo del proyecto tal referente a líneas eléctricas de distribución, como: transmisión y de la solicitud del suministro. También deberán efectuarse los trámites oficiales ante FFCC, SCT, si fuera necesario. a) Actividades de ingeniería, pruebas y puesta en servicio, entrenamiento de personal, etcétera El proyecto eléctrico deberá ser evaluado por una Unidad verificadora. El contratista proporcionara en el Informe Final el Dictamen de Verificación. b) Ingeniería "tal como se construyó el proyecto" c) Ajustes por longitudes, diámetro, presiones, capacidades, etcétera d) Ajustes por diferencias en cantidades, et- Todos y cada uno de los planos del proyecto cétera eléctrico deberán contener un cuadro de 5cm x 10cm, con la leyenda UNIDAD DE VERIFI- Y todos aquellos elementos que se tengan que CACIÓN, para firma y/o sello correspondien- realizar por parte del contratista de obra para te. Este deberá estar localizado en el extremo lograr el objetivo del proyecto. inferior derecho, arriba de la identificación del proyecto. Todas las especificaciones y documentos deberán identificarse y llevar la carátula de la Co- Todos los planos deberán ser realizados de nagua (logotipo). Asimismo, el proyecto deberá acuerdo a las normas y de preferencia de tamaño ser firmado por el contratista en una copia re- 24” x 36” en papel herculene, película o similar. producible. En caso de que las instalaciones requieran de ali- La empresa realizará todas aquellas actividades mentación eléctrica para alumbrado y/o suminis- necesarias para cumplir con el propósito del tro de energía para el accionamiento de actuado- proyecto, elaborando dibujos, planos, especifi- res eléctricos de compuertas y válvulas, deberá caciones, memorias de cálculo, estudios, catálo- 12 go de conceptos, etc. de tal manera que se pueda Para el informe final se incluirá toda la docu- realizar el concurso de obra del proyecto. mentación que constituye el proyecto. Deberá dividirse en dos grupos. El primero consistirá en El desarrollo del proyecto incluyendo selección aquella documentación requerida en el concur- de equipo deberá contemplar la descripción del so y el segundo grupo consistirá en memorias sito tal como altitud, temperatura, presión, y de cálculo, estudios, CD’s, etc., que habiéndose condiciones especiales de servicio como lo es elaborado no forman parte del paquete de con- ambiente, corrosión, salinidad, contaminación, curso. etc. La empresa deberá capturar la Ingeniería (esLa empresa verificará que la ventilación natu- pecificaciones, planos, memorias, estudios, ca- ral en los cuartos de control sea suficiente para tálogos de conceptos, etc.) en medios digitales disipar el calor, producto de las pérdidas de los electrónicos, utilizando el procesador de textos equipos eléctricos. Word de Windows, Autocad, etc. (última versión). En la elaboración del proyecto el contratista deberá considerar el estudio técnico y económico La documentación arriba mencionada deberá de diferentes alternativas de tamaño, forma, lo- estar debidamente relacionada e identificada calización, ubicación y arreglo óptimo de todos físicamente en el propio dispositivo electróni- los elementos que lo conforman. co. Así mismo en los documentos impresos se indicarán índices generales, en cada tomo y en Todo el conjunto y alcance definidos deberá forma particular. Cada tomo, deberá contener cumplir con las normas descritas y otras dispo- separadores por especificación y/o documentos. siciones que ha marcado la "Buena Práctica de la Ingeniería". Se presentara como resultado de los trabajos, un informe final que contendrá: Memoria des- La empresa deberá contemplar lo relativo a las criptiva, planos, esquemas, gráficas, catálogo Normas sobre Ahorro de Energía, sobre todo en de conceptos, presupuesto base y cantidades de el desarrollo de las especificaciones del equipo y obra del proyecto realizado. material electromecánico (cubriendo balastros, lámparas, motores etc.).Todos los equipos deberán ser certificados por un organismo de certi- Nota importante: ficación del producto, debidamente acreditado a Toda la documentación presentada en este anexo, deberá adjuntarse al contrato, de acuerdo con el tipo de proyecto (pozos, plantas potabilizadoras, plantas de tratamiento, plantas desaladoras, etcétera). nivel nacional (ANCE, AGMA, NYCE, NOM, BVQI, CSA, UL, CESI, GL, SABS, SAA, INMETRO, CEPEL, PTB, JET, ISO, etc.) en su última edición. 13 3 P l a n e ac ión de l si st e m a e l éc t r ico 3.1. I n t roduc c ión además se dan algunas recomendaciones para minimizar los efectos en estos equipos. Este capítulo pretende dar un panorama general de las instalaciones eléctricas en los siste- Nota importante: mas de bombeo de agua potable y alcantarilla- El diseño de todas las instalaciones eléctricas en el sector hídrico, como son pozos, plantas potabilizadoras, plantas desaladoras, plantas de tratamiento, etcétera, deberán sustentarse en la legislación y normatividad existente, como la indicada en este libro. do, describiendo sus principales componentes y la importancia que tienen dentro de las instalaciones. Se presentan los conceptos generales que deben tomarse como base en el diseño del sistema eléctrico y las desviaciones que se deben evitar 3.2. Concep tos gen er a les pa r a insta l acion es eléctr ica s en los siste m a s de bom beo, pozos, pl a n ta s pota biliz a dor a s, de tr ata m ien to y desa l a dor a s 1 en el desarrollo del mismo. Se describe una clasificación de cargas, la definición de centros de carga y la importancia que representa para algunos tipos de instalación contar con estos. Se enuncian las tensiones normalizadas y una clasificación de acuerdo a su nivel de distribución y suministro en la República Mexicana, Los componentes principales de una instala- conforme a los valores que maneja la Comisión ción eléctrica en los sistemas de bombeo, po- Federal de Electricidad (CFE). zos, plantas potabilizadoras, de tratamiento y desaladoras, desde el punto de acometida con la Se describen los efectos que produce la variación compañía suministradora, son principalmente: de la tensión en algunos equipos eléctricos, la subestación eléctrica y el sistema de fuerza. 1 Fuente: NOM-001-SEDE, NEMA ICS 19 y NMX-J136-ANCE 15 3.2.1. Bases generales de diseño Continuidad Para los sistemas eléctricos, de forma general se La continuidad que guarde un sistema eléctri- considerar las siguientes bases de diseño. co depende de la importancia que tenga en el proceso, lo que en las de mayor importancia se Seguridad instalan equipos duales o se cuenta con un sistema de respaldo y se aíslan las posibles fallas para La seguridad del personal es un factor de vital asegurar la operación correcta. importancia y no admite restricciones por otros factores. Es uno de los objetivos fundamentales Normatividad de la normalización. Todos los diseños de sistemas eléctricos Flexibilidad y facilidad deben apegarse a las normas nacionales o en su defecto con las internacionales vigentes, De acuerdo al tipo de instalación deben preverse correspondientes. posibles expansiones, aumentos en la carga y sus repercusiones en factores como son: La capacidad de los equipos nuevos y su espacio, la tensión, es- 3.2.2. Bases específicas de diseño pacio para instalaciones adicionales, modos alternativos de alimentación a las cargas, etcétera. De forma particular, se deben tomar en cuenta las siguientes bases específicas por tipo de Economía sistema. El costo de los equipos, el pago por consumo Sistema de distribución en media tensión de energía y los gastos de operación y mantenimiento como resultado de las alternativas en el Deberá estar localizado, de preferencia en un área diseño es un factor importante pero de ninguna próxima al centro de carga eléctrica de la planta manera debe interferir en el sacrificio de la se- y deberá consistir de un tablero de distribución y guridad y la eficiencia del sistema. centro de control de motores en media tensión. Eficiencia Sistema de distribución en baja tensión El sistema eléctrico debe estar en relación di- La tensión de 480 V se deberá obtener mediante recta a su construcción y acabado, contará con la transformación de un arreglo de subestación el equipo adecuado para poder asegurar su ope- propia. ración en condiciones normales y dependiendo del tipo de instalación deberá contar con lo El sistema de distribución a 220/127 volts, 3 fa- necesario para la operación aún en situaciones ses, 4 hilos, 60 Hz, con neutro a tierra será para emergentes. servicios de alumbrado y motores fraccionarios. 16 Podrán usarse canalizaciones subterráneas o aé- Deben usarse luminarios fluorescentes en ofici- reas para alimentadores de fuerza, alimentadores nas, vestidores, talleres, almacenes, cuartos de para distribución de alumbrado y estaciones de control, etc. También podrán usarse en áreas botones de control de motores. exteriores de proceso siempre y cuando reúnan características adecuadas. Los conduits subterráneos deberán ser instalados recubriéndolos con una envolvente rectangular Se deberán instalar contactos para lámparas de concreto armado que deberá colorearse de rojo portátiles en áreas de proceso. Los contactos para identificación, de acuerdo a la Tabla 3.1. deberán localizarse de manera que las áreas de trabajo puedan alcanzarse con una extensión de Los bancos que contengan uno y dos conduits de- 15 m. En otras localidades los contactos deberán berán ser localizados a escala. Los bancos de 3 o colocarse según las necesidades de estas áreas. más conduits deberán ser localizados en planta y elevación. Dimensiones extremas deberán in- Se usará alumbrado localizado en equipos que dicar el tamaño del banco en planta; en la eleva- contengan instrumentos u otros dispositivos ción deberá indicarse el tamaño del banco desde que sea necesaria su iluminación debido a las la parte superior hasta la inferior. condiciones de proceso. Los conductores que operen en temperaturas Para la iluminación de áreas de almacenamiento ambientes de 45°C o menores, deben tener un se usarán reflectores de alta eficiencia luminosa. aislamiento termoplástico de PVC con cubierta de nylon y temperatura de operación de 75°C, Se deberán usar luces de aviso para los aviones y para 600 V, tipo THWN. Deberá proveerse un luces de obstrucción en las estructuras altas, en conduit separado para los hilos de control. La conformidad con el reglamento de Aeronáutica distancia máxima entre registros será de 60 m, Civil. siempre y cuando no existan deflexiones apreciables de dirección. En general se utilizarán Se deberá proyectar un sistema de alumbrado de conductores de cobre para alimentadores de emergencia en los cuartos de control eléctrico e fuerza y control. instrumentos en donde se localizarán luminarios estratégicamente, de tal manera que los tableros Alumbrado eléctricos e instrumentos, etcétera, queden iluminados, así como también los accesos, salidas y Los sistemas de alumbrado en unidades de proce- escaleras. so y edificios deberán ser alimentados mediante Sistema de conexión a tierra transformadores trifásicos. Estos transformadores deberán localizarse de preferencia cerca de los tableros. Los transformadores serán tipo seco. Los El proyectista debe tener como objetivo princi- tableros de alumbrado serán de 220/127 V equi- pal en el diseño de un sistema general de tierras, pados, con interruptores para circuitos derivados lograr la protección de personas, equipos, apara- y estarán localizados cerca del centro de carga. tos e instalaciones en general, contra descargas 17 atmosféricas, cargas estáticas, o choques eléc- forma que no se tenga altos costos de la instala- tricos, producidos por diferencias de potencial, ción debido a las distancias que se tengan de los originados por el contacto de conductores vivos centros de cargas a las cargas. con partes metálicas o bien por el paso de las corrientes de falla. Por su importancia de continuidad En el capítulo 6 del presente documento se deta- Considerando que tan necesario es el servicio, lla todo lo referente al sistema general de tierras. se puede saber cuáles son las cargas prioritarias en caso de utilizar un sistema de respaldo y así 3. 3. De t e r m i nac ión de c e n t ro s de c a rg a clasificar también como cargas en el sistema normal y cargas con respaldo de emergencia, o bien con una segunda alimentación normal al- Un centro de carga es donde se encuentran las ternativa. demandas de mayor potencia dentro de una instalación. La importancia de determinar los Por su naturaleza o tipo de carga centros de carga, consiste en contar con un sólo grupo de alimentadores principales, alimentado- En el diseño de los sistemas eléctricos, es ne- res secundarios cortos y tener los elementos de cesario considerar una variedad de tipos de control cerca de los equipos. cargas que intervienen y que generalmente se pueden agrupar en alumbrado, motores, Clasificación de cargas contactos y aplicaciones especiales. Estas últimas tienen una gran variedad dependiendo de La cantidad, capacidad, localización y tipo de cada instalación. cargas es un factor determinante en el diseño de un sistema eléctrico. El estudio consiste en una 3.4. Selección de tensiones2 recopilación y clasificación de cargas. Por su magnitud 3.4.1. Clasificación En algunas instalaciones, las cargas requieren Las tensiones eléctricas normalizadas son las si- una tensión de operación diferente, por conse- guientes: cuencia la instalación tendrá diferentes niveles de tensión. Cuando esto sucede las cargas deben • Baja tensión: Desde 100 V hasta 1 000 V. agruparse de acuerdo a estos niveles. • Media tensión: Tensión mayor a 1 000 Volts hasta 34.5 kV Por su localización (densidad de carga) • Alta tensión: Tensión mayor a 34.5 kV y menor que 230 kV. • De acuerdo al arreglo de cargas que se tengan, kV hasta 400 kV éstas deben agruparse también por zonas, de tal 2 18 Extra alta tensión: Tensión mayor a 230 Fuente: NMX-J-098-ANCE 3. 5. Si st e m a s de di st r i buc ión 3 3.4.2. Tensiones normalizadas Cuando un sistema nuevo es construido o cuando un nivel nuevo de tensión eléctrica se integra tipo y el tamaño del sistema. 3.5.1. Descripción de los sistemas más utilizados para el suministro de energía eléctrica en plantas industriales Para cualquier tensión eléctrica nominal del Las tensiones consideradas deben ser aquellas sistema, las tensiones eléctricas reales existen- a las que funcionan los circuitos Las tensiones tes en varios puntos y tiempos de cualquier sis- utilizadas de corriente alterna son: 120, 127, tema eléctrico, se recomienda que estén com- 120/240, 208Y/120, 240, 480Y/277, 480, prendidas dentro de las tolerancias dadas en la 600Y/347 ó 600 volts. La tensión nominal de Tabla 3.2. un equipo no debe ser menor a la tensión real a un existente debe seleccionarse uno o más de los sistemas preferentes de tensión eléctrica nominal de la Tabla 3.2. La selección lógica y económica depende de varios factores, tales como el del circuito al que está conectado. El diseño y operación de sistemas eléctricos y el diseño de equipos alimentados por tales sistemas El sistema en 480 V es menos costoso que el de deben coordinarse con respecto a estas tensiones 220 V ya que maneja corrientes menores, reper- eléctricas de tal forma que los equipos funcionen cutiendo esto en calibres de conductores más satisfactoriamente en la banda de tensiones de delgados y menor capacidad en las protecciones. utilización que se encuentran en el sistema. En este sistema se pueden manejar transformadores auxiliares para el alumbrado con secunda- Las tensiones iguales y mayores a 34 500 V se uti- rio en 220/127 V. lizan para subtransmisión o transmisión. En algunos casos pueden ser tensiones de suministro. Efecto de la variación de la tensión en un sistema En la Tabla 3.3 se muestran las tensiones conge- Los principales efectos de la variación de la ten- ladas que están en uso actualmente, con tenden- sión en los equipos que conforman las instala- cia a su desaparición. ciones son: 3 Fuente: NMX-J-098-ANCE, IEEE Std 141 y NOM001-SEDE 19 • • • • • • Fluctuaciones en la velocidad de los mo- lo normal, y pueden requerirse protec- tores de inducción ciones térmicas Aumento en la temperatura de motores, • En lámparas de alta intensidad de des- ver Tabla 3.4 carga (HID, mercurio, sodio y haluros La baja tensión causa la disminución del metálicos), Las lámparas de mercurio par de arranque y el aumento de tempe- usando un balastro de reactancia típica ratura a plena carga, lo que produce un que tendrán un cambio del 12 por ciento mayor tiempo en la aceleración y menor en la salida de la luz y un cambio del 5 vida en los aislamientos del motor por ciento en la tensión del terminal. Las La alta tensión produce un incremento lámparas HID pueden extinguirse cuan- en el par y la corriente de arranque, dis- do la tensión terminal cae por debajo minución del factor de potencia, lo que del 75 por ciento de la tensión nominal. puede causar daño en los acoplamientos, Un balastro de autotransformador de aumenta la caída de tensión en el sistema wattage constante producirá un cambio y obliga a corregir el factor de potencia +/- 5 por ciento en el wattage de lámpa- para evitar las penalizaciones respecti- ras de mercurio, o un cambio de +/- 10 vas, por lo que se puede concluir que un por ciento en wattage para haluros me- motor de inducción es afectado en mayor tálicos, cuando la tensión de línea varía grado por bajas tensiones + /- 10 por ciento Lámparas fluorescentes: la salida de la luz para los balastros magnéticos varía En la práctica se puede recurrir a la utilización aproximadamente en proporción directa de alimentadores lo más cortos posibles (uso a la tensión aplicada. Así un 1 por ciento de centros de cargas), para obtener una reduc- de incremento en la tensión aplicado in- ción de impedancias, sin que ello repercuta en crementará la salida de luz en un 1 por corrientes de cortocircuito altas. El uso de ca- ciento y, a la inversa, una disminución pacitores en paralelo, la utilización de cambia- del 1 por ciento en la tensión aplicada re- dores de derivación bajo carga, reguladora de ducirá la salida de luz en un 1 por ciento tensión, autotransformador, puede ser útil para La salida de luz de los balastros electróni- el objetivo. cos puede ser más o menos dependiente de la entrada de tensión. El componente Perfil de caída de tensión sensible a la tensión de la composición fluorescente es el balastro. Es una peque- Para evitar los efectos que pudieran presentarse ña reactancia, transformador, circuito por tener una caída de tensión excesiva, es reco- electrónico, o combinación que sumi- mendable tratar de mantener el valor de tensión nistra las tensiones de arranque y ope- dentro de límites aceptables en las terminales de ración a la lámpara y limita la corriente los equipos, cuidando que la caída de tensión pro- de la lámpara a los valores de diseño. ducida por la corriente que fluye a través de las Estos balastros pueden sobrecalentarse impedancias (de los equipos y materiales) no re- cuando están sujetos a tensión y tem- base dichos límites conociendo la regulación de peraturas de operación por encima de tensión, para mayor información del desarrollo 20 3.5.2. Determinación de centros de carga de este tema consultar la norma IEEE Std 141 tema límites del perfil de tensión para un sistema de regulación de distribución. 3.5.2.1. Descripción de parámetros Caída de tensión en el sistema En instalaciones grandes en donde la carga se Para conocer la caída de tensión de un circuito encuentra concentrada en determinados luga- en condiciones estables (sin transitorios como res es conveniente la distribución del sistema efectos por arranque de motores) es necesario en centros de carga. conocer la impedancia del circuito y la corriente Para ubicar los centros de carga de una insta- en el mismo. lación y realizar un análisis para identificar la Guías de selección de tensiones alternativa más adecuada a un buen diseño es necesario conocer principalmente los siguientes parámetros: Conociendo las tensiones comúnmente empleadas por la CFE y la industria en general, tanto Levantamiento de cargas en media como en baja tensión ver Tabla 3.2 y Tabla 3.3, se puede seleccionar la tensión más Obtenga una distribución de la carga de la ins- económica en función de la carga conectada. talación en general con la localización de los En la Tabla 3.5 se muestran los valores reco- equipos y sus características eléctricas (poten- mendados de tensión de alimentación para mo- cia, tensión, fases, etcétera). En la mayor par- tores de inducción de acuerdo a su potencia. te de las veces lo anterior no es posible por lo que deberá de estimar la carga en función de En instalaciones de gran capacidad es posible tener instalaciones similares, elaborando sus propios que seleccionar varios niveles de tensión, aplican- índices de watts o VA por m 2 para las diferentes do cada uno para diferente utilidad, por ejemplo: áreas. • Determinación de la demanda total Del nivel mayor al menor se puede utilizar una tensión para los equipos de bom- • beo principales de 4 160 V. La suma de watts o VA nominales de las cargas Una tensión de 480 V para bombas auxi- proporciona la carga conectada total. Dado que liares, grúas, mecanismos de apertura de algunos equipos trabajan en forma intermitente compuertas, etc. y finalmente una ten- y otros a menos de su capacidad plena, la sión de 220/127 V para cargas de alum- demanda resultante es menor que la carga brado y otras cargas pequeñas. conectada. 21 Localización del centro de carga porcionar la información requerida para iniciar los cálculos del proyecto. En general, entre más cerca se localicen los equipos de transformación (cuando se requieran) del Diagrama unifilar centro de carga del área servida, menor serán los costos del sistema de distribución. La realización de este diagrama nos permitirá identificar en forma conjunta las características En caso de tener duda, es necesario realizar una de nuestra instalación, o centros de carga. evaluación técnico-económica. El plano eléctrico más común es el diagrama Arreglo físico unifilar que identifica y suministra información sobre las dimensiones de los componentes princi- El arreglo físico depende del proceso y comple- pales del sistema de alumbrado eléctrico y mues- jidad de la instalación por lo que es conveniente tra cómo la potencia es distribuida desde la fuen- conocer las ventajas y desventajas de cada uno de te, habitualmente la acometida, hasta el equipo éstos como se indicarán en sistemas de distribu- de utilización. ción de este libro, para seleccionar el adecuado. Se representan equipos tales como tableros de disSelección de tensiones tribución, equipos de conmutación, subestaciones, centros de control de motores, equipos de emer- Seleccione las mejores tensiones en cada uno de gencia, interruptores de transferencia y equipo de los niveles (baja y media tensión). Las tensiones calefacción, ventilación y aire acondicionado. del sistema son de los que influyen más que ninTambién se ilustran acometidas, alimentadores y gún otro factor en la economía. algunas canalizaciones de circuitos derivados y caExpansiones futuras bles. El diagrama unifilar normalmente indica el tipo de canalización o cable y el tamaño comercial, Si la instalación que se está proyectando prevé el número de conductores, sus tamaños y cualquier expansiones futuras, cuide que los equipos so- otra información especial; además puede indicar porten la carga adicional y verifique la utilización el nivel de tensión, las capacidades de las barras de equipo normalizado estudiando la manera de conductoras, la corriente de interrupción, las ca- conectar la nueva carga con un mínimo de costo. pacidades nominales de fusibles o interruptores, la puesta a tierra del sistema, medidores, relevadores Otros requerimientos y cualquier otra información para ayudar a identificar el sistema eléctrico. Tan pronto sea posible, debe de efectuarse una reunión con la empresa suministradora de ener- Un diagrama unifilar completo mostrará las aco- gía eléctrica para determinar los requerimientos metidas, alimentadores, las cargas y equipos prin- del servicio, para poder analizar sus redes y pro- cipales. 22 3.5.3. Arreglos básicos (diagramas) corrientes de cortocircuito. Se utiliza cuando la magnitud de la carga requiere utilizar más Sistema radial simple transformadores. Tiene las mismas desventajas del sistema anterior y su costo es más elevado Es el sistema más sencillo ya que ocupa sola- 25 a 30 por ciento comparado con el sistema mente un alimentador primario, un solo trans- anterior. formador o banco de transformación (el transSistema primario selectivo formador alimenta solo un bus secundario). Es el sistema más empleado, su operación y expansión en caso necesario son simples, se utili- Este sistema tiene la característica que dos ali- za donde no es necesaria una continuidad en el mentadores primarios llegan a cada banco de servicio, debido a que en caso de falla o mante- transformación. Se tienen el número de trans- nimiento el sistema queda completamente fuera formadores necesarios de acuerdo a la instala- de servicio, ver Ilustración 3.1. ción y normalmente se conecta la mitad de los transformadores a cada uno de los alimentado- Es el más económico de todos los sistemas, de res y solamente en caso de falla se conectan to- fácil operación y expansión simple; se emplea dos los transformadores a un solo alimentador en pequeñas industrias, donde el proceso puede por lo que éste debe tener la capacidad suficiente interrumpirse y la planta puede alimentarse con para soportar la carga total y los seccionadores un sólo transformador. deben tener un bloqueo para impedir el cierre de los dos a la vez, ver Ilustración 3.3. Sistema radial expandido Una ventaja es que se cuenta con dos fuentes Es un sistema similar al anterior con un solo ali- distintas de alimentación en el primario. Otra mentador primario con dos o más transforma- ventaja es poder dar un mejor mantenimiento dores que alimentan cada uno a un bus secun- al equipo primario de seccionadores y buses. dario, su operación y expansión es sencilla, en Como desventajas tiene que en caso de falla un caso de falla de uno de los secundarios se aísla el transformador o tablero secundario queda fuera área afectada pero en caso de falla del alimenta- por completo esa zona y su costo es superior a dor primario queda fuera por completo el siste- los sistemas radiales, entre 50 a 75 por ciento ma ver, Ilustración 3.2. más caro comparado con el radial simple y 20 a 30 por ciento más caro con respecto al radial Las ventajas que se tienen sobre el sistema ante- expandido, estos rangos son debido al número rior es el tener alimentadores más cortos y bajas de transformadores empleados. 23 Ilustración 3.1 Sistema radial simple Bus ducto Cable NOTA: El interruptor fusible puede ser usado en lugar de disyuntores Fuente: IEEE Std 242 Ilustración 3.2 Sistema radial expandido NOTA: Si el interruptor fusible no puede extraerse del lado del primario, el fusible debe estar en el lado de la carga de el interruptor. Fuente: IEEE Std 242 24 NOTA: El interruptor fusible puede ser usado en lugar de disyuntores. Panel Ilustración 3.3 Ejemplo de sistema radial selectivo en el primario NOTA: Si el interruptor fusible no puede extraerse ,el fusible debe estar en el lado de la carga de el interruptor. NOTA: Un arrreglo alternativo es usar un selector en el primario con un solo fusible interrruptor. Fuente: IEEE Std 242 3.6 . Si st e m a de a i r e ac on dic iona d o 4 3.6.2. Memoria de cálculo La memoria de cálculo debe incluir todas las Información que debe de entregar el contratista: cargas externas e internas de calor que afectan a los lugares. 3.6.1. Base de diseño 1. Metodología de cálculo Indicando como mínimo el nombre del proyecto, 2. Documentos que integran la memoria de localización, fecha y contener la siguiente infor- cálculo mación: 3.6.3. Planos de diseño 1. Condiciones climatológicas 2. Localización del sitio Toda la información contenida en los planos 3. Memoria descriptiva del proyecto de diseño, se debe presentar en idioma español y utilizar el sistema general de unidades Adicionalmente, se deben incluir en la memoria de medida basado en el sistema Internacional descriptiva, las particularidades que se establez- de unidades (SI) establecido en la NOM-008- can para proyectos específicos. SCCFI. 4 Fuente: NRF-051-PEMEX 25 Los planos del sistema de aire acondicionado de- Se debe de emitir un plano de distribución de ben contener además la información que requie- ductos por cada nivel del edificio por acondicio- ran otras disciplinas para su diseño e instala- nar e incluir lo indicado en el párrafo anterior, ción; como pueden ser arquitectura, ingeniería en caso de que el edificio acondicionado tenga civil, ingeniería eléctrica, telecomunicaciones, más de un nivel. instrumentación y seguridad. Se debe incluir la información necesaria para llevar a cabo la instalación del sistema de aire 3.6.3.2. Cuarto de máquinas o localización de equipo acondicionado, así como utilizar detalles típicos, detalles específicos y notas aclaratorias; se de- Sobre un plano se debe mostrar el equipo de aire ben realizar referencias claras en el cuerpo del acondicionado propuesto en el proyecto, tanto dibujo y se debe mostrar la simbología empleada en planta como elevaciones, cortes longitudina- en los planos, de acuerdo con lo indicado en el les y transversales; ya sea que el equipo se en- proyecto y/o en la hoja de datos para diseño. cuentre confinado en un cuarto de máquinas o bien se localice en el exterior del local o edificio acondicionado. 3.6.3.1. Distribución de ductos El equipo se debe identificar con su clave, debe Se debe indicar en este plano, el recorrido o dis- estar dimensionado y acotado a los ejes estruc- tribución total de los ductos del sistema de aire turales del edificio. Se deben indicar las capaci- acondicionado, para cada uno de ellos, tanto en dades del flujo de aire y las dimensiones de los planta como en elevaciones, cortes longitudi- ductos de aire que se muestren en el dibujo, así nales y transversales; se debe dibujar sobre el como la localización del tablero de control, el plano arquitectónico y mostrar tanto los ductos drenaje para los condensados, el interruptor de de inyección como los de retorno, con sus di- flujo de aire y termostato límite. mensiones y la capacidad de flujo de cada uno. En particiones, difusores, rejillas y compuertas Los dibujos de equipos, deben mostrar las uni- para balanceo; se deben indicar sus niveles, re- dades manejadoras de aire, unidades condensa- ferenciar las acotaciones de sus ejes a los estruc- doras, unidades enfriadoras de agua, unidades turales, se debe mostrar la localización de ter- de filtración, unidades presurizadoras, bombas mostatos, humidostatos de cuarto y el monitor de agua helada o agua para calefacción. de corrosión atmosférica, así como los elementos sensores y de control. En este plano se deben mostrar las tuberías de refrigerante o de agua helada para interconec- Se debe indicar la cantidad, dimensiones, capa- tar las manejadoras de aire con las unidades cidad y tipo de difusor o rejilla empleados en el condensadoras o unidades enfriadora de agua, proyecto; aplica para difusores de inyección, re- en la tubería se debe indicar nomenclatura, es- jillas de retorno, rejillas de paso en puerta, rejilla pecificación de material diámetro y sentido del en la toma de aire exterior y persianas de muro. flujo. 26 3.6.3.3. Diagrama de flujo de aire 3.6.3.5. Detalles de construcción Se deben indicar en forma esquemática los lu- Se deben generar detalles de construcción, que gares acondicionados. Para cada local o zona son típicos cuando se deban aplicar en diferen- del edificio se debe mostrar el flujo de aire de tes situaciones dentro del proyecto y específicos inyección, flujo de aire de retorno, temperatura cuando aplican a una sola situación. de inyección, temperatura interior y humedad relativa. En los detalles típicos se debe indicar el engargolado de ductos, compuerta de control, ais- Se deben indicar en forma esquemática los equi- lamiento tanto de ductos como de tuberías de pos para manejo de aire, tales como unidades agua o refrigerante, soportería, soporte o ci- manejadoras, unidades paquete, unidades de mentación de equipos, cruce de ductos en muro presurización y de filtración, los que se deben o por losa, conexión flexible de lona ahulada, identificar e indicar el flujo de aire de inyección rejillas en puerta así como algún otro detalle de y flujo en la toma de aire exterior. relevancia para su ejecución. Se deben elaborar los detalles específicos para 3.6.3.4. Diagrama de control aquellos proyectos donde se presenten características particulares de diseño tales como limita- Debe indicar la lógica de arranque y paro, inter- ciones de espacio o área, material arquitectónico conexión con elementos sensores y de control, para sujetar la soportería, drenaje para conden- protecciones, alarmas visibles y audibles, que sados, entre otros. se deben identificar para su fácil interpretación 3.7. R ec om e n dac ion e s para diseño y ejecución, así como las tensiones de alimentación y salida; este diagrama se debe 3.7.1. Suministro de energía eléctrica acompañar con la descripción de la secuencia de operación, en donde se establezca de forma clara, el proceso de arranque de equipos, condi- Conociendo los principales datos de la instala- cionantes de paro y alarma. ción eléctrica, el proyectista deberá proporcionar a la CFE los siguientes datos: Se debe dibujar un diagrama esquemático de control unizona, donde se muestre el equipo de manejo de aire y sus accesorio como filtros, 1. Nombre del proyecto serpentines de enfriamiento, tubería válvulas de 2. Localización de la instalación control, termostatos, manómetros, interruptor 3. Giro o tipo de proyecto de flujo de aire; entre otros. 4. Demanda máxima requerida 27 Ingeniería mecánica, hidráulica y proceso 5. Capacidad instalada 6. Fecha programada para recibir el servicio eléctrico 1. Información referente a potencia 7. Continuidad de servicio requerida en equipos de bombeo, grúas, 8. Características principales del equipo compresores, etcétera Así como establecer (número y capacidad de motores, tipo la lógica de control, protección y medición de arranque, tensión de utilización, et- en electroválvulas, torres de oscilación, cétera) paros y arranques de equipos, etcétera 2. Las necesidades de continuidad del proceso Posteriormente la CFE deberá proporcionar al de sectores, grupos, unidades, etcétera proyectista algunos datos, entre los que se en- 3. Equipos y máquinas que por su importancia cuentran: puedan quedar fuera o en servicio en un caso de emergencia 1. Tensión de suministro 4. Requerimientos de automatización: 2. Tolerancia de variación de la tensión control bajo nivel, bloqueo mecánico, 3. Tipo de acometida (aérea o subterránea) alto nivel, turbidez, PH, etcétera 4. Frecuencia 5. Alimentación eléctrica especial para la 5. Tolerancia de la variación de la frecuencia operación de electroválvulas, medición 6. Número de fases y número de hilos de gasto, indicadores sonoros o luminosos 7. Capacidad de cortocircuito máxima y (lámparas de obstrucción), etcétera mínima 6. La necesidad de ampliaciones o cambios 8. Continuidad del servicio (estadísticas de futuros fallas indicando el tiempo y número de 7. Arreglo general de la planta (definición interrupciones, así como la frecuencia de de la localización de equipos, edificios de maniobras por mantenimiento) máquinas, cárcamo de bombeo, vías de 9. Programa y presupuesto de obras acceso, zonas de maniobra, etcétera) necesarias para el suministro Ingeniería civil Para mayor referencia sobre esta solicitud ver ANEXO C. 1. Definición de las preparaciones de la obra civil como son bases, huecos, 3.7.2. Coordinación con otras áreas de ingeniería acondicionamiento de locales, etcétera, de acuerdo a las dimensiones y pesos de los equipos Al diseñar la instalación eléctrica, deberá ser con 2. Área de mantenimiento y operación: la participación del personal que se indica a conti- a) Procedimiento para la instalación de nuación, el cual nos puede indicar con mayor cer- tal forma que su mantenimiento sea teza los siguientes criterios: sin riesgos y con facilidad 28 b) Procedimiento para el arreglo de El diseño de una barda para la subestación equipo de tal suerte que en caso eléctrica, obedece primordialmente a la topo- de grafía y características del terreno, así como de mantenimiento preventivo la instalación conserve cierta continuidad su ubicación. del servicio c) Seguimiento del análisis de alterna- La subestación eléctrica que se ubique en área ur- tivas bana o suburbana, debe tener una barda con una altura recomendable de 3 m, salvo que las condi- Se tiene la posibilidad que en el desarrollo de ciones topográficas del sitio motiven una altura un proyecto eléctrico se encuentren fallas que diferente, anteponiendo siempre la seguridad de la no se contemplaron desde el inicio, o que por subestación. La barda debe ser acorde al entorno necesidad de las otras áreas de ingeniería se arquitectónico de la zona. tengan que ajustar algunos datos o variables del proyecto, por lo que proporcionar una me- En el caso de subestaciones eléctricas blindadas todología de ajuste resultaría inapropiada, lo en gas SF6 invariablemente deben de bardearse en que se recomienda, es apegarse a los paráme- todo su perímetro. tros enunciados en el análisis de alternativas y procurar tener buena comunicación con las 3.8.1. Elementos estructurales en bardas otras áreas para evitar estas modificaciones. 3. 8 . C e rc a d o s y ba r da s 5 Con la intención de plantear un diseño estrucConjunto de elementos arquitectónicos verticales tural adecuado para cada proyecto de bardas y estructurales, prefabricados o construidos con es necesario contar previamente con el estudio materiales propios de la región, cuya finalidad es geotécnico del suelo, que nos permita conocer delimitar el predio de la subestación eléctrica. sus propiedades físicas, químicas y mecánicas, información que, aunada al conocimiento de los La función principal es: niveles freáticos, serán la base sobre la cual se planteará el diseño de su cimentación. a) Delimitar el predio de la subestación eléctrica El diseño de la cimentación de la barda de las b) Resguardar la subestación eléctrica del subestaciones eléctricas debe ser resuelto por un vandalismo especialista en cálculo estructural, a quien nece- c) Mitigar el impacto auditivo por la emisión sariamente deberá proporcionársele, adicional- de ruidos e impacto visual que se generen mente a la información detallada en el párrafo por la operación de la subestación eléctrica anterior, el estudio topográfico, el proyecto de d) Evitar la entrada de personas y vehículos terracerías y el diseño arquitectónico de la barda. ajenos e) Proteger la entrada de la fauna propia de El especialista en cálculo estructural será el res- la región 5 ponsable de aplicar los criterios indicados de ci- Fuente: Especificación CFE DCCSED01 29 mentaciones, así como los reglamentos de cons- y vehículos a las instalaciones de la subestación trucción y las normas técnicas complementarias eléctrica. que apliquen, y que le permitan justificar la solución de cimentación que elija para cada caso y que Para el diseño de los portones se debe considerar pudieran ser entre otros: zapatas aisladas, zapatas como mínimo: corridas, pilas o pilotes. 1. Bisagras forjadas con rodamientos Los elementos que rigidizan las bardas, tales como 2. Rodajas en la base de cada hoja para castillos, dalas y cadenas, deberán ser de concreto facilidad de abatimiento, con la fina- reforzado, cuyas dimensiones, resistencia y área de lidad de evitar desplomes y desajus- acero deberán plantearse en función del análisis tes que entorpezcan su correcto fun- que el especialista en cálculo estructural realice. cionamiento 3. Incluir picaporte de seguridad para ambas hojas 3.8.2. Muros en bardas 4. Pasador y porta candado en la parte interior de la subestación eléctrica Para la construcción de muros, éstos deben ser de tabicón, bloque de concreto sólido, tabique de 5. Chapa de alta seguridad en la puerta hombre barro rojo recocido, o elementos prefabricados de 6. Detalles de anclaje a la estructura de concreto reforzado. El ancho mínimo de la bar- la barda pintada para protección de da debe ser de 14 cm. También se pueden utili- los perfiles de acero, de conformidad zar materiales propios de la región o área donde con la ubicación geográfica se construya la subestación eléctrica, siempre y cuando dichos materiales cumplan con la norma 3.8.4. Cercas mexicana NMX-C-404-ONNCCE bloques, tabiques o ladrillos y tabicones para uso estructural. La cerca perimetral para la subestación eléctrica puede ser de malla ciclónica o malla de Como protección adicional al vandalismo, se seguridad triple nudo. debe incluir en la parte superior del muro la instalación de bayonetas con alambre de púas y El objetivo principal es delimitar exclusiva- obstáculos de cuchillas (concertinas de seguri- mente el área total del predio de la subesta- dad). En ciudades se recomienda el uso de ele- ción eléctrica, evitando la invasión al predio mentos de seguridad con menor impacto visual, de personas y vehículos ajenos y no debe uti- como sistemas modulares prefabricados de ace- lizarse para delimitar el área eléctrica de una ro con puntas punzocortantes de alta calidad. subestación. La subestación eléctrica, ubicada en áreas 3.8.3. Portones vehiculares donde se perciban indicios de vandalismo, se debe instalar una concertina para brindar Son elementos que por condiciones operativas y mayor seguridad con este tipo de cercado, ver de seguridad, restringen el acceso de personas Ilustración 3.4. 30 Ilustración 3.4 Cercado de subestación eléctrica 31 Tabla 3.1 Requisitos de profundidad mínima Condiciones generales (no especificadas de otra manera ) Columna 1 Tensión del circuito Columna 2 Condiciones especiales (se usan si es aplicable) Columna 3 Columna 4 Columna 5 Columna 6 Canalizaciones bajo edificios o lozas de concreto exteriores, con espesor mínimoc de 10 centimetros Cables en canalizaciones de aeropuertos o áereas adyacentes en donde se prohíbe el paso Áereas sometidas a trafico vehiculares tales como vías principales y Comerciales para estacionamiento Cables enterrados directamented Tubo conduit RTHRC, PVC y HDPEb Tubo conduit metalico pesado y semipesado 75 45 15 10 45 60 90 60 15 10 45 60 100 75 15 10 45 60 Centímetros Mayor de 600 volts hasta 22 kilovolts Mayor de 22 kilovolts hasta 40 kilovolts Mayor de 40 kilovolts Notas generales: 1. Se permitirán profundidades menores cuando se exige altura de los conductores o cables para las terminaciones o los empalmes o cuando se necesita tener acceso. 2. Cuando la roca sólida evita el cumplimento con las especificaciones de profundidad de la cubierta de esta tabla, el alambrado se debe instalar en una canalización metálica o no metálica directamente enterrada. La canalización debe estar cubierta con un mínimo de 5 centímetros de concreto que se extienda hasta la roca. 3. En establecimientos industriales, cuando las condiciones de mantenimiento y supervisión garantizan que personas calificadas atenderán la instalación, se permitirá que los requisitos mínimos de profundidad de la cubierta, para conductos diferentes del tubo conduit metálico pesado y el tubo conduit metálico semipesado, se reduzcan 15 centímetros por cada 5 centímetros de concreto o equivalente, colocado totalmente dentro de la zanja por encima de la instalación subterránea. Notas especificas: a) Profundidad mínima se define como la distancia más corta, en milímetros, medida entre un punto en la superficie superior de cualquier conductor, cable, tubo conduit u otra canalización enterrada directamente, y la superficie superior del nivel terminado del terreno, concreto u otra cubierta similar. b) Aprobado para uso directamente enterrado sin revestimiento. Todos los otros sistemas no metálicos requerirán 5 centímetros de concreto o su equivalente sobre el conduit, adicional a la profundidad que se indica en la tabla. c) La losa debe sobresalir de la instalación subterránea un mínimo de 15 centímetros, y se debe colocar una cinta de advertencia u otro medio eficaz y adecuado para las condiciones, sobre la instalación subterránea. d) La ubicación de cables subterráneos enterrados directamente que no están encerrados ni protegidos con concreto y están enterrados a 75 centímetros o más por debajo del suelo, se debe identificar con una cinta de advertencia que se coloca en la zanja por lo menos a 30 centímetros por encima de los cables. Fuente: NOM-001-SEDE 32 Tabla 3.2Tensiones eléctricas normalizadas Clasificación Baja tensión Tensión eléctrica nominal del sistema* (V) Tensión eléctrica de servicio (V) 1 fase 3 hilos 3 fases 3 hilos 3 fases 4 hilos Máximo Mínimo 120/240 - - 126/252 108/216 Tensión eléctrica nominal de utilización** (V) 115/230 - - 208Y/120 (1) - - - - - 220 Y/127 (2) 231/133.3 198/114.3 208 Y/120 - - 480 Y/277 504/291 432/249.4 460 Y/265 - 480 - 504 432 460 - Media tensión - - - 4 160 - 4 368 3 744 - - 13 800 13 800 Y/7 970 4 000 23 000 23 000 Y/13 280- 34 500 34 500 Y/19 920 - Alta tensión Extra alta tensión 14 490 12 420 14 490/8 366 12 420/7 171 24 150 20 700 24 150/13 943 20 700/11 951 36 225 31 050 36 225/20 915 31 050/17 927 69 000 72 450 85 000 123 000 115 000 123 000 138 000 145 000 161 000 170 000 230 000 245 000 400 000 420 000 13 200 Notas: a) En esta tabla no se muestran las tensiones congeladas que están en uso actualmente, por que la tendencia es su desaparición. b) 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. c) Para disminuir la diferencia entre las bandas de tensión eléctrica (por ejemplo 127V vs. 120V) se recomienda que las tolerancias para obtener la tensión eléctrica de suministro se reduzca a +5% y -10% de acuerdo con los recursos disponibles y la interconexión de los diferentes tipos de cargas y fuentes d) Los niveles aquí establecidos y sus tolerancias sólo aplican para niveles de tensión eléctrica sostenido a la frecuencia del sistema y no para fallas momentáneas que puedan resultar de causas tales como operación de maniobra, corrientes de arranque de motores o cualquier otra condición como puede ser distorsión armónica, fluctuaciones de tensión, parpadeo y otros, razón por la cual se definen las responsabilidades siguientes: 1) El usuario es responsable de mantener un sistema eléctrico por debajo de los limites que especifique la compañía suministradora 2) La compañía suministradora es responsable de la coordinación de los niveles de distorsión bajo condiciones normales de operación 3) Las instalaciones eléctricas de los usuarios debe de cumplir con las Normas Mexicanas NMX-J-610/3-3-ANCE, NMX-J-610/3-6-ANCE, NMX-J-610/3-7-ANCE y NMX-J-610/4-30-ANCE e). Para efectos de la variación en la tensión de utilización, es importante tener en cuenta que la NOM-001-SEDE recomienda que la caída máxima de tensión eléctrica de los circuitos alimentadores y derivados, hasta la salida eléctrica mas alejada, no supere 5% ára una razonable eficacia de funcionamiento de los sistemas y de los elementos que la componen (1) La tensión 208Y/120 no es una tensión que se encuentra dentro del sistema eléctrico del suministrador, sin embargo, se utiliza para el diseño de instalación eléctrica (2) La tensión 220Y/127, se suministrara en la carga que así lo requieran por el tamaño y tipo de carga, siendo la tensión y sistema preferente de 120/240 y 1 fase 3 hilos (*) Las tensiones nominales preferentes son las que se presentan subrayadas, el resto son tensiones restringidas. (**) La tolerancia de la tensión eléctrica nominal de utilización está en función de la tensión eléctrica máxima de servicio y da la caída máxima permisible en la instalación del usuario Fuente: NMX-J-098-ANCE 33 Tabla 3.3 Tensiones congeladas Tensión eléctrica nominal congelada kV 0.44 2.4 4.4 6.0 6.9 11.8 20 44 60 66 70 90 95 150 Fuente: NMX-J-098-ANCE Tabla 3.4 Efectos de la variación de tensión en los motores de inducción Características de motor Proporcional a Variación de tensión 90 % de la placa 110 % de la placa -19 % + 21 % Par de arranque y funcionamiento máximo Cuadrado de tensión Deslizamiento porcentual (l/voltaje)2 + 23 % -19 % Velocidad a plena carga Deslizamiento – velocidad síncrona -0.2 a 1.0 % + 0.2 a 1.0 % Corriente de arranque Tensión -10 % + 10 % Corriente a plena carga Varía con el diseño + 5 a + 10 % -5 a -10 % Corriente sin carga Varía con el diseño -10 a -30 % + 10 a + 30 % Elevación de la temperatura Varía con el diseño + 10 a + 15 % -10 a -15 % Eficiencia a plena carga Varía con el diseño -1 a -3 % +1a+3% Factor de potencia a plena carga Varía con el diseño +3a+7% -2 a -7 % Ruido magnético Varía con el diseño Ligero decrecimiento Ligero incremento Fuente: IEEE Std 141 Tabla 3.5 Valores recomendados de tensiones para motores de inducción 230 volts kW 460 volts h.p kW (115, 127 , 220 , 240 ) volts hp kW hp 11.2 15 22.4 30 0.187 1/4 18.7 25 37.3 50 0.279 3/8 20.8 40 56 75 0.373 1/2 44.8 60 93.3 125 0.560 3/4 74.6 100 149 200 0.746 1 119 150 224 300 1.119 1 1/2 187 250 373 500 1.492 2 Fuente: NOM-001-SEDE 34 4 M étod os de c á lc u lo de l si st e m a de fuer za 4.1. I n t roduc c ión te nominal y que tales aumentos súbitos de corriente tomada del sistema de alimentación, Este capítulo comprende los procedimientos del causan caídas de tensión considerables en el sis- cálculo de cortocircuito, cálculo y selección de tema, por lo que se establecen los métodos de conductores, caída de tensión al arranque de arranque, el procedimiento de cálculo y se men- motores, corrección de factor de potencia y se- cionan algunas recomendaciones para tratar de lección de reactores limitadores de corriente. reducir las caídas de tensión excesivas. En el procedimiento de cálculo de cortocircui- Por otra parte se proporcionan las conside- to se establecen dos casos, uno cuando ocurre raciones generales para la corrección de fac- una falla trifásica, la cual produce la máxima tor de potencia, donde se mencionan algunos corriente de cortocircuito y otro cuando se ori- métodos de compensación y se desarrollan los gina un cortocircuito monofásico, que es el más procedimientos de cálculo, mencionando reco- común. En ambos se proporcionarán las bases mendaciones de carácter general. Por último necesarias para la determinación de los valo- se muestra el procedimiento de cálculo para la res de cortocircuito, utilizando para este fin el selección de reactores limitadores de corrien- método de por "unidad", que constituye un me- te, en el cual se establecen criterios de carácter dio aproximado para determinar el valor de las general. corrientes de cortocircuito, el cual se conside- 4. 2 . C á l c u l o de c ort o c i rc u i t o 6 ra práctico, sencillo y confiable, además de ser uno de los más utilizados. En cuanto al procedimiento para la selección de conductores se consideran los cálculos por ampacidad, caída de 4.2.1. Cortocircuito trifásico tensión, regulación de tensión (para cables de energía) y la comprobación por cortocircuito, 4.2.1.1. Fuentes de corriente de falla así mismo se muestra el procedimiento para la selección de la tubería. Las corrientes con frecuencia fundamentales Considerando que para el arranque, los moto- que fluyen durante un cortocircuito provienen res de c.a. para uso general, tanto jaula de ar- de rotación de maquinaria eléctrica. Maquinaria dilla como síncronos necesitan una corriente a 6 Fuente: IEEE STD 141, NMX-J-284-ANCE y NMXJ-136-ANCE tensión plena de cinco a diez veces la corrien- 35 de rotación en los cálculos de cortocircuito de estrella, se determina el valor de la impedancia planta industrial puede ser analizado en cinco y equivalente. categorías: Se deberá obtener del fabricante los valores esa) Acometida eléctrica: Potencia o corriente de cortocircuito pecíficos (reactancias, resistencias, potencia, tensión, etcétera) de los diferentes equipos y b) Generadores: Capacidad (MVA) y reactancia subtransitoria (Xd'') elementos del sistema, cuando no sea posible obtenerlos se emplearán los valores que se dan c) Motores y condensadores : Capacidad (h.p.) y reactancia subtransitoria (Xd'') en las Tabla 4.1 ,Tabla 4.2, Tabla 4.4, Tabla 4.5, Tabla 4.6 y Tabla 4.7. d) Transformadores: Capacidad (KVA), reactancia (Z%), tensión primaria y secun- Los motores con tensión nominal de 600 volts daria e inferiores, se agrupan indicando su reactan- e) Reactores: Capacidad (kVA), reactancia (Z%) cia equivalente, de acuerdo a lo indicado en la Tabla 4.3. f) Cables: reactancia, longitud y tensión de operación 4.2.1.2. Diagrama unifilar 4.2.1.4. Conversión de reactancias a una potencia base El procedimiento de cálculo se inicia preparan- Todas las reactancias de los diferentes elemen- do un diagrama unifilar en el cual se indican los tos deberán convertirse a su potencia de aporta- elementos y parámetros que influyen en el cál- ción al cortocircuito de acuerdo con las siguien- culo como son las fuentes de energía y elemen- tes ecuaciones: tos pasivos. a) Para el sistema de suministro: 4.2.1.3. Diagrama de reactancias Conociendo la potencia de cortocircuito trifásico: El diagrama de reactancias se forma a partir del diagrama unifilar, sustituyendo cada uno de los X0/1 = kVA b kVA cc Ecuación 4.1 elementos pasivos por sus impedancias correspondientes, todas las fuentes generadoras de ten- Conociendo la corriente de cortocircui- sión (donde aplique) desaparecen y en su lugar se to trifásico: colocan las impedancias propias o internas. X0/1 = kVA b 3Icc kVb Ecuación 4.2 Para determinar el comportamiento de la red en el cortocircuito en un modo determinado, se di- Conociendo la reactancia equivalente del buja una red equivalente y mediante aritmética sistema “por unidad” (X'0/1) a determi- simple, transformación en serie, paralelo y delta nada potencia base en kVA': 36 X0/1 = X'0/1 kVA b kVA' Con estos valores se elabora el diagrama de reac- Ecuación 4.3 tancias equivalente de la red. b) Para un transformador: X0/1 = Xt 0/1 kVA b kVA t Ecuación 4.4 4.2.1.5. Cálculo de la corriente de falla c) Para los conductores: kVA b 1000kVb2 R0/1 = R Para calcular la corriente de cortocircuito simétri- Icc sim = kVA b 1000kVb2 Ecuación 4.6 Z= R0/1 + JX0/1 0/1 Ecuación 4.7 X0/1 = X co en el punto de falla se aplicará la expresión: Ecuación 4.5 kVA b Ecuación 4.9 3 ZEqTot kVb donde: ZEqTot = Impedancia equivalente total de secuencia positiva d) Para los motores X0/1 = Xm % kVA b 100kVA m Para la determinación de la corriente de corto- Ecuación 4.8 circuito asimétrico se deberá utilizar el factor de asimetría (K) que está en función de la relación e) Para generadores usar X"d. X/R de la instalación y que para fines prácticos se considerará de un valor de 1.25. donde: X0/1 = kVAcc = Potencia base de cortocircuito Z0/1 = Impedancia por unidad kV b = Tensión entre fases Icc = Corriente de cortocircuito kVA' = Potencia base (Suministro por CFE) R0/1 = Resistencia por unidad xm% = Reactancia del motor en porciento kVAt = Potencia del transformador kVAb = Potencia base de ínea kVAcc = kV b = La expresión será la siguiente: Reactancia por unidad Iccasim = k Icc Ecuación 4.10 4.2.2. Cortocircuito monofásico En este cálculo la corriente se ve afectada por la forma que se encuentran conectados los neutros de los equipos al sistema de tierras, ya que presentan retorno de corriente de secuencia cero, por lo que es necesario considerar este aspecto en la denominada red de secuencia cero, ver Potencia de cortocircuito Ilustración 4.1 e Ilustración 4.2. Tensión base 37 Ilustración 4.1 Diagramas de secuencia cero para generadores (parte 1) Conexión a tierra del neutro Diagrama de secuencia cero (Tierra) N N P P S S (Tierra) N N P S P N (Tierra) N N P S P P N S S (Tierra) N S P 38 P S S Ilustración 4.1 Diagramas de secuencia cero para generadores (parte 1) (continuación) Conexión a tierra del neutro Diagrama de secuencia cero P (Tierra) N P N S P S (Tierra) N 3 Xn Xn S P P S P (Tierra) P P S P S (Tierra) S N P T S 39 P T Ilustración 4.1 Diagramas de secuencia cero para generadores (parte 1) (continuación) Conexión a tierra del neutro Diagrama de secuencia cero T (Tierra) N N Neutro aislado T T (Tierra) N Neutro sólidamente conectado a tierra N T T (Tierra) N Neutro conectado a tierra a través de reactancia o resistencia N Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 40 T Ilustración 4.2 Diagrama de secuencia cero para transformadores Símbolo Conexión a tierra del neutro Q P P Diagrama de secuencia cero Z0 P Q Q bus de referencia Q P P P Z0 Q Q Bus de referencia Q P P P Q Z0 Q Bus de referencia Q P P P Q Z0 Bus de referencia Fuente: IEEE 142 41 Q 4.2.2.1. Diagrama unifilar 4.2.2.5. Cálculo de la corriente de falla Se procede igual que el punto 4.2.1 para corto- Para calcular la corriente de cortocircuito de circuito trifásico y se considera la forma de co- falla a tierra o monofásica, se aplican Las si- nexión del neutro a tierra. guientes expresiones: X ohm = 4.2.2.2. Diagrama de reactancias Proceda igual que en el apartado 4.2.1 para cor- Iccsim = tocircuito trifásico. 1 000 X p.u. kV 2 kVA base Ecuación 4.11 3 VL − N X1 + X2 + X3 Ecuación 4.12 Iccaim = k Iccsim 4.2.2.3. Conversión de reactancias a una potencia base Ecuación 4.13 El cálculo de la potencia de cortocircuito simétriSe procede igual que en el punto 4.2.1 para cor- ca se efectúa por medio de la expresión siguiente: tocircuito trifásico, con estos valores por unidad se elaboran los diagramas de secuencia positiva (+), Pccsim = negativa (-) y cero (0), las tres mallas de secuencia kV ZEq Tot Ecuación 4.14 se deberán conectar en serie. donde: 4.2.2.4. Simplificación de diagrama de reactancias Esta simplificación se realiza para obtener el diagrama de reactancias equivalente en el punto de falla de las tres redes de secuencia, positiva, negativa y cero, tomando en consideración que estas dependen de la conexión a tierra de los neutros de transformadores, generadores, motores y sistema. Se interconectan las tres redes de secuencia y se combinan las reactancias hasta obtener la reactancia total equivalente. 42 Xohm = Reactancia equivalente en ohms Xp.u. = Reactancia equivalente de secuencia positiva o negativa o cero en p.u XEqMot = Reactancia equivalente de motor en, ohms X1 = Reactancia equivalente de secuencia positiva en ohms X2 = Reactancia equivalente de secuencia negativa en ohms X0 = Reactancia equivalente de secuencia cero en ohms kV = Tensión de línea en el punto de falla en kV kVAbase = Potencia base en kVA 4 160 volts, de acuerdo al diagrama unifilar de la VL-N = Tensión de fase a neutro en volts Ilustración 4.3. Icc sim = Corriente de cortocircuito monofásica simétrica en amperes Cálculo de la falla trifásica Icc asim = Corriente de cortocircuito monofásica asimétrica en amperes Potencia base. k = Factor de asimetría ZEqTot = Impedancia equivalente total de secuencia positiva kVA b = 10 000 Sistema de suministro: haciendo referencia a la Ecuación 4.1 tenemos: 4.2.3. Ejemplo de aplicación X R = 10 000 = 0.020 500 000 Calcular el valor de la corriente de falla trifásica (simétrica y asimétrica) y monofásica en el bus de Ilustración 4.3 Diagrama unifilar kV sistema = 23 MVACC = 500 MVA T1 3 00 MVA 23/4.16 kV Z%=6.5 Falla 3/C 300MCM 183m, x=0.023 Ω 4.16 kV 4.16 kV T2 3/C, 4/0 122m, x = 0.015 Ω 100 MVA 4.16/0.48 kV Z%=8 480 V M 3~ M 3~ 600 h.p. 600 h.p. GS 3~ *motor síncrono 500 h.p. X"d = 16 % *motor inducción M 3~ X"d = 16.7 % M 3~ M 3~ Motores de inducción 1 000 kVA, XEqu Mot = 25% 1000 h.p. Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 43 M 3~ XEqu Serie1= X 2+ X + … + Xn Transformadores: haciendo referencia a la Ecuación 4.4 tenemos: Ecuación 4.15 X T1 = 6.5(10 000) = 0.217 300 000 2. Con las reactancias en paralelo se encon- X T2 = 8.0 (10 000) = 0.800 100 000 braica de los recíprocos de cada una de trará su equivalente como la suma algelas reactancias involucradas 1 Motores de inducción: haciendo referencia a la XEqu Serie = Ecuación 4.8 tenemos: 1 1 1 1 + +…+ X1 X2 Xn Ecuación 4.16 X Mot 4.16 kV = 16.7(10 000) = 2.783 100 (600) Ver Ilustración 4.5. X Equ Serie = 0 . 02 + 0 . 217 = 0 . 237 X Mot 480V = 25 10 000 100 1 000 = 2.5 1 XEqu Serie Motor síncrono: haciendo referencia a la Ecuación 4.8 tenemos: X MqtS = 16 10 000 = 3.2 100 500 1 1 1 + + 2.783 2.783 3.2 X EquSerie = 2.5 + 0.8 + 0.009 = 3.309 1 = XEqu total tenemos: X 4/0 = 1 Ver Ilustración 4.6 Cables: haciendo referencia a la Ecuación 4.6 X 300MCM = = 0.013 + 0.023 10 000 = 0.013 1 000 4.16 2 1 = 0.181 1 1 1 + + 0.237 0.983 3.309 Corriente de cortocircuito simétrico. De la Ecuación 4.9 tenemos: I cc sim = 0 . 015 10 000 = 0 . 009 1 000 4 . 16 2 3 10 000 = 7 667 . 74 A 0 . 181 4 . 16 Corriente de cortocircuito asimétrico: Diagrama de reactancias equivalentes De la Ecuación 4.10 definiendo k = 1.25, tenemos que: Para la reducción de las reactancias del diagrama mostrado en la Ilustración 4.4 se procede de I ccasim = 1 . 25 7 667 . 74 = 9 584 . 68 A la forma siguiente: Cálculo de la falla monofásica 1. Con las reactancias en serie se encontrará su equivalente como la suma algebrai- El diagrama de reactancia de secuencia positiva es ca de cada una de las reactancias involu- igual al de la falla trifásica, por lo tanto, la reactan- cradas cia de secuencia positiva es X1 = 0.181 p.u. 44 = 0.98 El valor de la reactancia de la secuencia positi- X ^ 0h = va es igual a la secuencia negativa, por lo tanto 1 000 0 . 217 4 . 16 2 = 0 . 376 10 000 X 2 = 0.181 p.u. (ver Ilustración 4.7). La reacDe la Ecuación 4.12 tenemos que: tancia de la secuencia cero es igual a reactancia del transformador 1, por lo tanto tenemos que: 4 160 3 X1 = X 2 = 0 . 313 + 0 . 313 + 0 . 376 3 = X 0 X= 0.217 T1 A = Todos los motores tienen conexión delta. A continuación se muestra la simplificación de la malla, Por lo tanto el cálculo de la falla de cortocir- ver Ilustración 4.8. cuito monofásico simétrico es de 7 190.949 A. A continuación se muestran los diagramas De la Ecuación 4.11 tenemos que: equivalentes. 2 X1 = X 2 = 1 000 0 . 181 4 . 16 = 0 . 313 10 000 Ilustración 4.4 Diagrama de reactancias XR=0.02 XT1=0.217 X 300MCM=0.013 Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 45 Falla Ilustración 4.5 Diagrama de 9 reactancias simplificado (2) (3) (1) Falla Ilustración 4.6 Diagrama de 3 reactancias simplificado (2) (1) 0.237 (3) 0.983 3.309 Falla Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 46 Ilustración 4.7 Diagrama secuencia cero Representación de mallas, positiva, negativa y cero XT2 XR XT1 P S Falla Ilustración 4.8 Malla en serie Mallas en serie 0.181 p.u. 0.181 p.u. 0.217 p.u. Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 4. 3. C á l c u l o y se l ec c ión de c on duc t or e s e l éc t r ic o s 7 4.3.1.1. Consideraciones generales Los requisitos generales de los conductores y de sus denominaciones de tipo son: aislamiento, marcado, resistencia mecánica, ampacidad y usos. 4.3.1. Cables de energía 4.3.1.2. Cálculo de calibre mínimo Estos cables tienen como función primordial la de transportar energía eléctrica desde las fuente Cálculo por corriente: Calcule el valor de la co- de generación hasta los puntos de consumo, para rriente nominal (In) de los equipos y caracterís- su utilización, por lo cual es de vital importancia ticas eléctricas a alimentar, aplique las fórmulas su adecuada selección. correspondientes de acuerdo a las indicadas en la Tabla 4.1. 7 Fuente: NOM-001-SEDE 47 Tabla 4.1 Fórmulas eléctricas Valores típicos (por cada kVA) de reactancias para máquinas síncronas y de inducción Para obtener Valor conocido Sistema Monofásico (2 hilos) In = Trifásico (3 o 4 hilos) η In = 746 h.p 3 E h FP Amperes (ln) h.p Amperes (ln) kW In = I n = 1 000 kW 3 E FP Amperes (ln) kVA In = I n = 1000 kVA 3 E Caída de tensión en (e%) e% = E   n donde: In E S e% = 2 , e% = 2 , I E S 3 n c) Factor de corrección por profundidad (FCP) y mínimos espacios, apli- In = Corriente nominal en amperes h.p. = Potencia en caballos de potencia kW = Potencia en kW kVA = Potencia en kVA E = Tensión en línea en volts e% = Caída de tensión en % S = Sección transversal del conductor en mm2 FP = Factor de potencia (Utilice un valor de 0.9 para efectos de cálculo en este procedimiento) h l = Eficiencia en % car Tabla 4.1, Tabla 4.9, Tabla 4.10 y Tabla 4.11 d) Factor de corrección por agrupamiento (FCA), aplicar Tabla 4.12 2. Corrección del valor de corriente nomi- = Longitud total del conductor en metros 1. Determine los factores de corrección de acuerdo al tipo y forma de instalación a) Factor de corrección por temperatu- nal: Aplicar la siguiente fórmula: Ic = operación del conductor es 90°C 48 Ecuación 4.17 donde: Ic = Corriente corregida en amperes In = Corriente nominal del equipo en amperes FCA = Factor de corrección por agrupamiento FCT = Factor de corrección por temperatura FCP = Factor de corrección por profundidad ra (FCT), aplicar Tabla 4.8 b) Considerar que la temperatura de In FCA ( FCT ) FCP En caso de motores de servicio continuo y cuan- les del circuito de motor de un motor do se calcule solo la alimentación de un motor con arranque en estrella y funciona- considerar los siguientes puntos: miento en delta transportan el 58 por ciento del valor nominal de la 1. Un sólo motor. Los conductores que ali- corriente de carga. El multiplicador menten un solo motor usado en una apli- del 72 por ciento se obtiene multipli- cación de servicio continuo, deben tener cando el 58 por ciento por 1.25 ampacidad no menor al 125 por ciento c) Motor con devanado dividido. Para del valor nominal de corriente de plena motores conectados con devanado carga del motor. Así mismo, para los ca- dividido, la ampacidad de los con- sos que aplican en el sector hídrico, se ductores del circuito derivado del presentan sus condiciones específicas lado de línea del controlador no que deben cumplir: debe ser menor al 125 por ciento a) Motor con velocidades múltiples. de la corriente de plena carga del Para un motor con velocidades múl- motor. La ampacidad de los con- tiples, la selección de los conducto- ductores entre el controlador y el res del circuito derivado en el lado motor no debe ser menor al 62.50 de línea del controlador debe estar por ciento del valor nominal de la basada en la mayor de las corrientes corriente de plena carga del motor. nominales de plena carga indicada NOTA: El multiplicador del 62.50 en la placa de características del mo- por ciento se obtiene multiplicando tor. La ampacidad de los conductores el 50 por ciento por 1.25 del circuito derivado entre el contro- d) Servicio no continuo. Los conducto- lador y el motor no debe ser menor al res para un motor usado en aplicacio- 125 por ciento de la corriente nomi- nes de corta duración, intermitentes, nal del devanado o devanados a los periódicas o variables, deben tener que energiza los conductores ampacidad no menor al porcentaje b) Motor con arranque en estrella y del valor nominal de corriente de la funcionamiento en delta. Para mo- placa de características del motor, tores conectados con arranque en mostrado en la Tabla 4.13. Envolven- estrella y funcionamiento en delta, tes de terminales separadas. Se per- la ampacidad de los conductores del mitirá que los conductores entre un circuito derivado del lado de línea motor estacionario de 746 watts (1 del controlador no debe ser menor h.p. nominal) o menos y con envol- al 125 por ciento de la corriente de vente de terminales separada, sean plena carga del motor. La ampacidad de tamaño menor al 2.08 mm2 (14 de los conductores entre el controla- AWG) pero no menor al 0.824 mm2 dor y el motor no debe ser menor al (18 AWG), siempre que tengan una 72 por ciento del valor nominal de ampacidad la corriente de plena carga del motor. e) Conductores para motores peque- NOTA: Los conductores individua- ños. Los conductores para motores 49 pequeños no deben ser menores a de motor con una ampacidad de 2.08 mm (14 AWG) a menos que se plena carga de 5.50 amperes o permita lo contrario en: menos si los circuitos están pro- 2 • Cobre tamaño 0.824 mm (18 2 AWG). Cuando se instalen en un 2. Secundario del motor de rotor devanado: gabinete o envolvente, se permi- a) Servicio continuo. Para servicio con- tirán los conductores individua- tinuo, los conductores que conectan les de cobre de tamaño 0.824 el secundario de un motor de co- mm (18 AWG), los conductores rriente alterna de rotor devanado con de cobre que son parte de un en- su controlador, deben tener una am- samble de cables cubiertos mul- pacidad no menor al 125 por ciento ticonductores o los conductores de la corriente de plena carga del se- de cobre en un cordón flexible, cundario del motor 2 • tegidos de acuerdo a normas bajo cualquiera de las siguientes b) Servicio no continuo. Para servicio series de condiciones:Circuitos diferente del continuo, estos conduc- de motor con una ampacidad de tores deben tener una ampacidad, en plena carga mayor a 3.50 ampe- porcentaje de la corriente de plena car- res o menor a o igual a 5 amperes ga del secundario, no menor a la espe- si los circuitos están protegidos cificada en la Tabla 4.13 de acuerdo a normas. Circuitos c) Resistencia separada del controla- de motor con una ampacidad de dor. Cuando la resistencia del secun- plena carga de 3.50 amperes o dario esté separada del controlador, menos si los circuitos están pro- la ampacidad de los conductores en- tegidos de acuerdo a normas tre el controlador y la resistencia no Cobre tamaño 1.31 mm 2 (16 AWG). Cuando se instalen en debe ser menor a la indicada en la Tabla 4.14 un gabinete o envolvente, se per- 3. Varios motores y otras cargas. Los mitirán los conductores indivi- conductores que alimentan varios motores duales de cobre de tamaño 1.31 y otras cargas deben tener una ampacidad mm (16 AWG), los conductores no menor a la suma de cada uno de los de cobre que son parte de un en- siguientes: 2 samble de cables cubiertos mul- a) 125 por ciento de la corriente nominal ticonductores o los conductores de plena carga del motor con el valor de cobre en un cordón flexible, nominal más alto bajo cualquiera de las siguientes b) La suma de las corrientes nominales series de condiciones:Circuitos de plena carga de todos los otros mo- de motor con una ampacidad de tores del grupo plena carga mayor a 5.50 amperes o menor o igual a 8 amperes si los circuitos están protegidos de acuerdo a normas. Circuitos 50 c) 100 por ciento de las cargas no continuas que no son motores d) 125 por ciento de las cargas continuas que no son motores Excepción 1: Cuando uno o más de carga está definido como la corriente de car- de los motores del grupo se utilicen ga promedio dividida entre la máxima corriente para servicio de corta duración, in- de carga para un período dado. Consulte manual termitente, periódico o variable, el técnico de cables de energía de fabricante, o cur- valor nominal en amperes de dichos vas de algún otro fabricante. motores utilizada en la suma, se debe determinar de acuerdo con la Tabla Si el valor de la corriente corregida es superior a la 4.13. En la suma se debe utilizar el capacidad permisible de conducción del cable de motor de mayor capacidad y debe ser energía calibre 500 kCM (en cualquier forma de uno de los dos valores siguientes: va- instalación). Utilice conductores en paralelo del lor nominal de corriente en amperes calibre resultante, verifique que el factor de co- de la Tabla 4.13. o la corriente más rrección por agrupamiento (FCA) sea adecuado a alta de plena carga en servicio conti- esta nueva situación, si no lo es, repita este proce- nuo del motor multiplicada por 1.25 dimiento, según el inciso (b) servicio no continuo. Excepción 2: La ampacidad de los conductores que alimentan equipos 4.3.1.3. Cálculo por caída de tensión eléctricos fijos para calefacción de ambiente, operados con motor. Excepción 3: Cuando el circuito se a) Verificar calibre por caída de tensión: pueda bloquear de modo que impida Aplicar la siguiente expresión (Henrí- el funcionamiento simultáneo de de- quez, 2002): terminados motores y otras cargas, E%= se permitirá que la ampacidad de los conductores se base en la suma En (100) Vn Ecuación 4.18 donde: de las corrientes de los motores y de las otras cargas que van a funcionar En = Caída de tensión al neutro, en Volts Vn = Tensión al neutro, en Volts simultáneamente, y que den como resultado la mayor corriente total. e) Determinación del calibre del con- b) Para calcular Ef realice lo siguiente: ductor por corriente: Con el valor de • corriente calculado en el paso "c", se- Determine el valor de resistencia (R) leccione el calibre del conductor que en corriente alterna (c.a.) del conductor conduzca una corriente superior a la seleccionado en el inciso (a) del tema calculada y datos de la NOM-001- anterior de cálculo del calibre mínimo, SEDE aplique Tabla 4.8 y la temperatura de operación del conductor 75 °C Para elegir el calibre emplee las curvas, tablas de • Calcule el radio medio geométrico la Norma o datos del fabricante a un factor de (RMG) del conductor. Utilice Tabla carga del 75 por ciento. Considere que el factor 4.15 y Tabla 4.16 51 • donde: Calcule la distancia media geométrica En (DMG) e inductancia (L) del conduc- = tor, aplique Tabla 4.16 y Tabla 4.17 • Calcule la reactancia inductiva (XL) Z=ZLf = Impedancia del cable en ohms In=InIf = Corriente nominal del equipo a alimentar f = Arc cos (FP), para efectos de cálculo en este procedimiento FP f = 0.9(-) y f= -25.84º = Arc tag (XL/R) del conductor Aplicar formula: XL = 2r F L Ecuación 4.19 donde: XL = Reactancia inductiva del cable en ohms/Km F Frecuencia en Hz (aplique el valor de 60 Hz) L = = Caída de tensión al neutro en volts Si desea puede utilizar los valores ab- Inductancia en H/Km solutos de I n y Z. • Calcule el valor de impedancia ( Z ) Obtenga el valor de tensión al neutro (Vn) del conductor Aplicar la fórmula: Aplicar fórmula: Z = _ R - j XL i , • Ecuación 4.20 Vn = Tensión de línea en volts 3 donde: Ecuación 4.23 Z = Impedancia del cable en ohms R = Resistencia en c.a., del cable en ohms/Km caída de tensión, si este valor excede del jXL = Reactancia inductiva del cable en ohms/Km verifique el calibre del conductor y re- l Longitud del cable en Km = 3 por ciento (en un circuito derivado) pita el paso. 4.3.1.4. Cálculo del calibre del conductor por cortocircuito 2 Z = _ R 2 - _ j XL i i Para realizar este cálculo deberá tomarse en Ecuación 4.21 • c) Determine el valor del por ciento de cuenta el resultado del estudio de corto circuito Obtenga el valor de caída de tensión al y solamente se recomienda realizarlo en circui- neutro (V) tos de media tensión. En caso de que sea necesa- Aplicar fórmula: rio derivado de los altos niveles de corto circuito se debe de tomar en cuenta las características En = ^ Z h^ I n h del conductor. Ecuación 4.22 52 Determine la máxima corriente de falla que Aplicar fórmula: deberá soportar el conductor antes de que ope- F = Ac A ren los dispositivos de protección. donde: La impedancia de líneas y alimentadores (ca- F bles) deberá convertirse directamente a MVA de corto circuito por medio de la siguiente ecuación, si la reactancia de la línea está en ohms. kV 2 MVA cc = X ohms I cc = M VA cc 1 000 3 kV = 53% Para un conductor 31% Para dos conductores 43 % Para tres conductores 40% Para cuatro o más conductores Ecuación 4.24 b) Calcule el área de la tubería: Aplicar fórmula: A = Ac F Ecuación 4.25 Ecuación 4.27 donde: donde: = Máxima corriente de falla en amperes Icc MVAcc kV Ecuación 4.26 = Potencia de cortocircuito en MVA Ac = Área total de los conductores F = Factor de relleno A = Área interior del tubo c) Selección del ancho de la charola: Revise los factores de corrección aplique = Tensión de línea donde se conectará el conductor la Tabla 4.12 para la cantidad de charolas seleccionadas. Para efectos de cálculo en este procedimiento 4.3.1.6. Observaciones considere: Para 4.16 KV - 250 MVA Este procedimiento aplica para cables de energía Para 13.8 KV - 750 MVA desde 5 hasta 34.5 kV. Para la determinación del calibre apropiado del conductor, elija el calibre Con el valor de Icc y el tiempo de operación del que haya resultado mayor de los diferentes mé- dispositivo de protección, determine con la Ilus- todos de cálculo realizados. tración 4.9 o Ilustración 4.10 el calibre del con- 4.3.2. Cables de baja tensión ductor. Se puede considerar como conductor para baja 4.3.1.5. Selección del diámetro de tubería tensión a todo aquel que tenga un aislamiento que le permita operar en tensión de hasta 1 a) Calcule el área que ocupará el alimenta- 000 volts en condiciones de seguridad apro- dor: piadas. 53 Ilustración 4.9 Gráfica de corrientes de cortocircuito permisibles para cables de alta tensión, con conductor de cobre y aislamiento de polietileno de cadena cruzada o de etileno propileno 100 80 60 50 40 1 30 2 4 20 8 30 10 10 0 8 Corrientes de cortocircuito - miles de amperes 60 ci cl ci cl 16 ci cl os os os ci cl -1 cl os -0 0 7 se se gu se 4 .0 -0 7 7 33 se gu nd se gu se gu se gu se nd nd 16 3 66 gu gu gu 5 -0 3 66 -0 .0 33 7 0 o .0 -0 -0 cl os .1 00 00 66 os .2 .0 -1 os ci cl cl .5 .6 6 ci ci ci nd nd o nd o o o nd o o o nd o 3 2 Curvas basadas en la fórmula: 1.0 I 2 A 0.8 t= 0.0297 Log T2 + 234 T1 + 234 I = corriente de cortocircuito en A t = duración de cortocircuito en s T1 = temperatura máxima de operación 90°C T2 = temperatura máxima de cortocircuito 250°C A = área del conductor en circular mils, 0.6 0.5 0.4 0.3 I=A 0.005 176 7 t 0.2 10 8 54 6 Calibre del conductor 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 500 750 1 000 0.1 Ilustración 4.10 Gráfica de corrientes de cortocircuito permisibles para cables de alta tensión, con conductor de aluminio y aislamiento de polietileno de cadena cruzada o de etileno propileno 100 80 60 50 40 1 30 2 4 8 20 30 60 10 10 0 Corrientes de cortocircuito - miles de amperes 8 ci cl 16 ci cl os ci cl os os cl ci os -0 00 0 66 7 se 3 7 se nd gu 5 4 .0 -0 16 7 33 3 66 7 33 66 gu -0 .0 se se se nd nd o se gu se gu gu gu gu gu se o .0 -0 .2 0 cl os .1 00 .0 os -0 ci cl cl -0 .5 -1 -1 os cl .6 6 ci ci ci nd nd o nd o o o nd o o nd o 3 2 Curvas basadas en la fórmula: 1.0 I 2 A 0.8 T2 + 228 T1 + 228 t= 0.0125 Log I = corriente de cortocircuito en A t = duración de cortocircuito en s T1 = temperatura máxima de operación 90°C T2 = temperatura máxima de cortocircuito 250°C A = área del conductor en circular mils, 0.6 0.5 0.4 0.3 I=A 0.002 168 3 t 0.2 0.1 10 8 6 55 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 500 750 1 000 Calibre del conductor De la adecuada selección del conductor depen- Aplicar las Tabla 4.1 y Tabla 4.12. de la continuidad de servicio en una instalación, FCA = 1.0 si el número de conducto- previniendo posibles fallas. res es igual a 3 o menor c) Corrección del valor de la corriente no- 4.3.2.1. Consideraciones generales minal La corriente nominal se afecta conside- a) Características físicas de instalaciones del conductor rando los factores de corrección determinados en el inciso (b). • Tipo (al aire libre o subterráneo) • Forma (en tubo, charola, o en banco Aplicar fórmula: Ic = de ductos) • Temperatura (ambiente y del terreno) • Trayectoria (longitud y profundidad) b) Seleccionar cable de baja tensión Considere: Cable tipo RHW, THW o THWN In FCT FCA Ecuación 4.28 donde: Ic = Corriente corregida en amperes In = Corriente nominal del equipo en ampers (para secos y húmedos). En caso de motores de servicio continuo aplique un factor del 125 por ciento de la 4.3.2.2. Cálculo por corriente corriente nominal del motor a plena carga En caso de motores de servicio no conti- Considere los factores siguientes: nuo, ver Tabla 4.13 Cuando se alimenten varios motores o a) Calcule el valor de la corriente nominal motor y otras cargas deberán tener una (In) de los equipos capacidad de conducción de corriente, Recabe las características eléctricas de igual a la suma de las corrientes a plena los equipos a alimentar y aplique la Tabla carga nominales de todos los motores y/o 4.1. equipos más el 25 por ciento de la corrien- b) Determine factores de corrección de acuerdo a forma y tipo de instalación te nominal del motor mayor del grupo. d) Determine el calibre del conductor por Aplicar los factores de corrección si- corriente: guientes: Con el valor de la corriente calculado en • Factor de corrección por temperatura el inciso “c” de este punto a 75ºC, selec- (FCT), aplicar Tabla 4.8 cione el calibre del conductor adecuado Considerar la temperatura de operación (que conduzca una corriente superior del conductor a 75ºC (ambiente húme- a la calculada), ver Tabla 4.18. y Tabla do): 4.19. • FCT = 1.0 si la temperatura ambien- Si el valor de la corriente corregida es te es igual o menor a 30ºC. Factor de superior a la capacidad permisible de corrección por agrupamiento (FCA): conducción de corriente, del cable con 56 calibre 500 KCM (de cualquier forma Aplicar fórmula: de instalación), utilice dos o más conductores por fase del calibre resultante, I cc = verificando si el (FCA) es el adecuado, a M VA cc 1 000 3 kV Ecuación 4.29 esta nueva condición, si no lo es, repita el donde: procedimiento del inciso (b) 4.3.2.3. Cálculo por caída de tensión Icc = Máxima corriente de falla en amperes Aplicar la Tabla 4.18. y Tabla 4.19. y considere MVAcc = Potencia de cortocircuito en MVA kV = Línea donde se conectará el conductor en kV los siguientes factores: 1. Utilice la sección transversal del conductor seleccionado en el inciso (b) 2. La caída de tensión (e%) total del cir- Para efectos de cálculo en este procedimiento con- cuito alimentador y derivado no debe sidere: Para 480 volts una Icc= 25 000 amperes si- exceder del 5 por ciento métricos. 3. Para efectos de cálculo en este procedimiento considere: Con el valor de Icc y tiempo de liberación de falla, • Circuitos alimentadores, e% = 3 % determine de la Ilustración 4.9 o Ilustración 4.10 • Circuitos derivados, e% = 2 % el calibre del conductor. 4. Si el valor de la caída de tensión, (e%) excede el valor considerado ve- Para el caso de la eficiencia h aplique la corrien- rifique el calibre del conductor y re- te nominal del motor de la Tabla 4.20. pita el paso indicado para el cálculo de caída de tensión nuevamente 4.3.2.5. Selección del diámetro de la tubería 4.3.2.4. Cálculo por cortocircuito Aplique la Tabla 4.21 y la Ecuación 4.6. 1. Verificar el calibre del conductor por cortocircuito 4.3.2.6. Observaciones 2. Realice este paso solamente para alimentadores a CCM en 480 volts 3. Determine la máxima corriente de falla Este procedimiento aplica para conductores en que deberá soportar el conductor antes baja tensión (600 volts o menos) en c.a. y c.d. de que opere el dispositivo de protección. Para la determinación del calibre apropiado del 57 conductor, elija el calibre que haya resultado 75ºC es 0.82. Por lo consiguiente toma- mayor de los diferentes cálculos realizados. mos FCT = 0.82. Las condiciones en la charola corres- 4.3.3. Ejemplo de aplicación para cables de baja tensión ponden al aire y con separación entre conductor y conductor, en tubo irán 3 conductores, de manera que el factor de 1. Calcular el calibre mínimo de un ali- corrección por agrupamiento es FCA = mentador de un motor de inducción jaula 1. Con los dos valores anteriores y apli- ardilla trifásico, 60 Hz, 60 h.p. (45 kW), cando la corrección del valor de la co- 480 V. Cuya trayectoria del CCM al mo- rriente nominal y aplicando la Ecuación tor es de la siguiente forma: 4.28. Ic = a) Canalización por medio de charola de aluminio libre de cobre dentro del cuarto de control (aproximadamente 6 metros con tolerancia para curvas) In FCT FCA 73 I c = 0 . 82 1 = 89 . 02 b) Canalización por medio de tubería Aplicando el 125 por ciento según, en conduit de fierro galvanizado desde el tema de corrección valor de corriente el cuarto de control hasta el motor nominal del inciso (c), donde la corriente (59 m), esta condición regirá para corregida es: fines de cálculo I c = 89.02 1.25 = 111.27 A Por lo tanto la longitud total del circuito 4. Determinación del calibre del conductor: será de 65 metros. 2. Cálculo de la corriente nominal, aplique Tabla 4.1 In = 3 De acuerdo con la Tabla 4.19 y considerando el cable en tubería y de cobre 746 60 480 0 . 82 0 . 90 = 72 . 95 A aislado se usará un conductor calibre 2 AWG, con una sección transversal de 33.6 mm2. Para el caso de la eficiencia h aplique las 5. Comprobación por caída de tensión: recomendaciones de fabricante en este Utilizando la fórmula de caída de tensión caso para un motor a 1 800 r/min. de la Tabla 4.1 tenemos: De donde se obtiene la corriente nominal e% = In= 73 A 2 , In E S 3 3. Determinación de los factores de corrección: La temperatura ambiente máxima puede e% = 2 65 480 73 3 33.6 = 0.1 llegar a más de 40ºC para casas de máquinas por lo cual el factor de corrección Está caída es inferior al 3 por ciento, por por temperatura de la Tabla 4.8 y entre lo tanto el conductor de calibre 2 AWG 41ºC y 45ºC para un aislamiento THW, es apropiado. 58 t 6. Cálculo por cortocircuito: de la Ecuación = Tiempo de liberación 4.25 I cc = El área en circular mils es 33 600 para M VA cc 1 000 3 0 . 48 calibre 2 AWG. 250 + 234 0.0297 log a 90 + 234 k I = 33 600 0.1333 I = 6 621.43 A Este valor es obtenido del cálculo de cortocircuito indicado en el desarrollo en el apartado 4.2, en donde se tiene una potencia de cortocircuito de 9.7274 MVA y Con lo cual se comprueba que el conduc- para la cual la Icc es: tor es el adecuado. I cc = La fórmula para calcular el área circular 9 . 727 1 000 = 11699 . 76 A 3 0 . 48 mil para cualquier cable tamaño dado el AWG (American Wire Gauge) es como Con ésta Icc y el tiempo máximo de dura- se muestra. ción en falla, que se estima conservado- 36 - n 2 A n = ^ ^ 5 h 92 39 ramente en 8 ciclos (0.1333s), se obtiene h Ecuación 4.31 la corriente permisible en el conductor, donde: ver Ilustración 4.9. O bien aplique la fórmula: I=A 0 . 0297 logb T2 + 234 l T1 + 234 t An = Área circular mil n Número del cable en código AWG (1, 2, 3 … etc), para el caso de los cables 1/0, 2/0, 3/0 tomar n = 0, n = - 1, n = -2 etcétera Ecuación 4.30 donde: = I = Corriente de cortocircuito permisible en amperes T1 = Temperatura máxima de operación a 90ºC Para tres conductores con aislamiento T2 = Temperatura máxima de cortocircuito 250ºC alojen en tubería se aplica la Tabla 4.21 A = Área del conductor en circular Mils ciento. La tubería seleccionada es de 53 6. Selección del diámetro de la tubería: THW a 75ºC, en la parte en que éstos se con un porcentaje de relleno del 40 por mm 59 4.3.4. Ejemplo de aplicación para cables de media tensión Factores de corrección: Conductor de cobre, instalación subterránea en ducto. FCT = 0.97 FCA= 1.00 Calcular el calibre mínimo del alimentador de una FCP = 1.00 subestación que tiene 5 transformadores de 300 kVA y 5 de 500 kVA, 13 200/480-220 volts, desde una caseta de medición a cien metros de distan- b) Calculamos la corriente corregida usando la Ecuación 4.17 cia. La instalación deberá ser subterránea, con una temperatura media del terreno de 25 ºC. El factor de carga considerado es de 75 por ciento. Como Ic = 174 . 95 = 180 . 36 A 0 . 97 1 . 00 1 . 00 información adicional, se dispone de equipo de protección especial, pero cualquier falla a tierra Selección del conductor: Considerando será disipada en menos de 1 hora. Por lo tanto los un 75 por ciento factor de carga, apli- cables a emplear deberán ser de categoría 133 por cando datos de fabricante, para obtener ciento nivel de aislamiento. El factor de potencia la capacidad de corriente para cables EP, del sistema es de 0.90. En este ejemplo se pueden 8001-15 000 volts, conductor de cobre, usar cables XLP o EP. se encuentra que el calibre 1/0 AWG puede conducir 220 amperes Se decide usar cable polycon EP 15 kV, catálogo de cables de energía 1a 69 kV-Catalogo de conductores y 133 por ciento nivel de aislamiento, conductor de cobre, en construcción monopolar. c) Cálculo por caída de tensión: de la Ecuación 2.18 tenemos E% = a) Cálculo de la corriente nominal. En (100) Vn Para calcular la caída de tensión al neu- Carg a =( 300 5 )+( 500 5 ) tro se realiza lo siguiente: Carga = 4 000 kVA Determinamos la caída de tensión del neutro de acuerdo con dato sacado de Para obtener la corriente nominal y sa- proveedor que nos arroja que para un ca- biendo la potencia en kVA aplicamos la libre 1/0 es: fórmula correspondiente de la Tabla 4.1 Datos de proveedor: R = 0.329 ohms/km. In = 1 000 4 000 = 174 . 95 A 3 13200 R90 = 0.329 (1+ 0.00393 X 70) = 0.41 ohms/km.; Que es la resistencia de cable Los datos de instalación son los siguien- en ohms/km. tes: Un ducto subterráneo formado por Calculamos la distancia media geométri- un tubo con tres conductores, monopo- ca utilizando las ecuaciones de apoyo de lares, temperatura del terreno máximo la Ilustración 4.25 de 30º C, longitud de la línea 100 m y un factor de potencia igual a 0.90. 60 3 3 DMG = 26.2 mm de diámetro exterior d) Cálculo por cortocircuito. del conductor aislado proporcionado en I cc = la tabla de dimensiones y pesos para los cables R90, datos de fabricante. 750 MVA(1 000) = 31 376.81 A 3 (13.8) De la tabla de dimensiones y caracte- Con esta corriente y el tiempo de libera- rísticas del cable sin aislamiento, se ción de falla de 8 ciclos (0.1333), se de- obtiene el radio del conductor desnudo termina el calibre del conductor, donde 4.74 mm y del catálogo de conductores el calibre adecuado es: 2/0 AWG. de fabricante tenemos 8 001-15 000 Con un área igual a 67.40 mm 2 y un volts. diámetro de 27.30 mm RMG = 0.758 r e) Selección del diámetro de la tubería RMG = 0.758(4.74) = 3.59 mm 2 A(t) = 3 b 3.1416 27.30 4 l 26 . 2 X L = ( 2 3 . 14 60 ) ( 2 10 -4 ln ) 3 . 59 = 0 . 1499 ohms/km En = (175)(0.48)(0.1) = 8.4 V = 0.08 % Que es la caída de tensión al neutro (En ) A(t) = 1 756.052 mm 2 A TUB = V n = 13 200 = 7 621.02 V 3 1 756 . 052(100) 40 A TUB = 4 390 mm 2 8.4 (100) = 0.11 E% = 7621.02 d TUB = Determinándose que el calibre 1/0 AWG EPR es adecuado TUB (4) 4 390 mm 2 3.1416 = 75 Por lo tanto el diámetro de la tubería comercial más próxima será 76 mm (3 pulg) 61 4.4. C a í da de t e nsión a l a r r a nqu e de mo t or e s Motores de velocidades múltiples. Los motores de velocidades múltiples deben estar marcados con la letra código que designe los kilovoltamperes por caballo de fuerza con el rotor bloqueado, a la máxima 4.4.1. Métodos de arranque velocidad a la cual se puede arrancar el motor. Excepción. Los motores de velocidades múlti- Cuando se utilice algún método de arranque a ples y potencia constante deben estar marcados tensión reducida con parte de los devanados del con la letra código que indique el valor máximo motor o combinando conexiones con la finalidad de kilovoltamperes por caballo de fuerza con el de reducir los pares transitorios en la flecha del rotor bloqueado. motor en operación, la corriente de arranque, la caída excesiva de tensión que puede evitar la Motores de una sola velocidad. Los motores de aceleración de la transmisión a la velocidad nor- una sola velocidad que arrancan conectados en mal y provocar el mal funcionamiento de otros estrella y funcionan conectados en delta, deben dispositivos como relevadores y contactores, estar marcados con la letra código correspon- y evitar parpadeos en sistemas de alumbrado; diente a los kilovoltamperes por caballo de fuerza debe de asegurarse de que las necesidades del con el rotor bloqueado, para la conexión en es- par de la carga se satisfagan, ya que este tipo de trella. métodos también reducen el par del motor. Motores de tensión dual. Los motores de tenNormalmente se prefiere un arranque a tensión sión dual que tengan distintos kilovoltamperes plena, puesto que permite obtener el mayor par con rotor bloqueado por caballo de fuerza en las a rotor bloqueado y de aceleración, aunque este dos tensiones, deben estar marcados con la le- método es el más sencillo, barato y confiable tra de código correspondiente a la tensión que también es el que demanda las mayores corrien- produzca el mayor valor de kilovoltamperes por tes durante el período de arranque. caballo de fuerza, con el rotor bloqueado. Motores de 50/60 Hz. Los motores que operen con 4.4.1.1. Datos principales de los métodos de arranque a tensión reducida 50 y 60 Hz deben estar marcados con una letra de código que indique los kilovoltamperes por caballo de fuerza con el rotor bloqueado, a 60 Hz. Letras de código a rotor bloqueado. Las letras de código marcadas en las placas de características Motores con devanado dividido. Los motores de los motores, para indicar la entrada del motor con arranque de devanado dividido deben es- con el rotor bloqueado, deben cumplir lo estable- tar marcados con la letra de código que desig- cido en la Tabla 4.22. La letra de código que indi- ne los kilovoltamperes por caballo de fuerza ca la entrada del motor con rotor bloqueado, debe con rotor bloqueado, con base en la corriente aparecer en un bloque individual de la placa de con rotor bloqueado para todo el devanado del características, debidamente designada. motor. 62 4.4.2.2. Impedancias por unidad del sistema Motores de alto par. Los motores de alto par se designan para operación en condición estacionaria y deben estar marcados de acuerdo con Tabla 1. Elaborar el diagrama unifilar del sis- 4.22, excepto que el par con rotor bloqueado debe tema en estudio, mostrando los ele- reemplazar la designación de potencia en caballos mentos con sus datos respectivos. Se de fuerza. desprecia la impedancia de los conductores, en longitudes pequeñas; o bien Secundario del motor de rotor devanado se considera para la Tabla 4.23 longitudes grandes a) Servicio continuo. Para servicio continuo, 2. Obtener el dato de la capacidad inte- los conductores que conectan el secunda- rruptiva de la línea de alimentación en rio de un motor de corriente alterna de MVA, dato proporcionado por la com- rotor devanado con su controlador, deben pañía de suministro (potencia de cor- tener una ampacidad no menor al 125 por tocircuito mínima disponible) 3. Selección de los kVA base, se recomienda ciento de la corriente de plena carga del usar los kVA del transformador reductor secundario del motor b) Servicio no continuo. Para servicio dife- 4. Referir todos los valores de impedancia rente del continuo, estos conductores de- a la potencia base, seleccionada en el ben tener una ampacidad, en porcentaje de paso anterior a) Impedancia del sistema: la corriente de plena carga del secundario c) Resistencia separada del controlador. Z S ^ 0/1 h = Cuando la resistencia del secundario esté Sbase Scc Ecuación 4.32 donde: separada del controlador, la ampacidad Zs(0/1) = de los conductores entre el controlador y la resistencia no debe ser menor a la indicada en la Tabla 4.14 4.4.2. Procedimiento de cálculo 4.4.2.1. Generalidades Impedancia por unidad del sistema eléctrico externo Sbase = Potencia base, igual a la potencia nominal del transformador Scc = Potencia de cortocircuito mínima disponible, del sistema del suministro El nivel de tensión en las barras principales de los tableros de las instalaciones se determina utilizando alguno de los siguientes métodos: b) Impedancia por unidad de transfor1. Flujos de potencia mador 2. Caída de tensión considerando reactancias Para calcular la impedancia por 3. Caída de tensión considerando impedan- unidad del transformador se utiliza la siguiente fórmula, considerando cias 4. Reactancia proporcional que la potencia base es igual a la 5. Impedancia proporcional capacidad del transformador: 63 Z T ^ 0/1 h = Z% 100 Ecuación 4.33 Z ma ^ 0/1 h = Si no se tomara la potencia del Ecuación 4.38 transformador como valor base, la donde: fórmula sería la siguiente: Z T ^ 0/1 h = Sbase ^ Z %T h 100 ^ Strans h Ecuación 4.34 donde: ZT(0/1) = Impedancia por unidad del transformador Z%T = Impedancia del transformador en % Strans = Potencia del transformador c) Impedancia en por unidad de los mo- Zmp = Impedancia del motor a plena carga: Aplicamos la siguiente fórmula: Vf - n ^ Ohms h In Ecuación 4.35 Impedancia del motor al arranque: Aplicamos la siguiente fórmula: Z ma = Vf - n I arranque ^ Ohms h Ecuación 4.36 Impedancia del motor a plena carga, en ohms Zmp(0/1) = Impedancia del motor a plena carga, en por unidad = Impedancia del motor al arranque, en omhs Zma(0/1) = Impedancia del motor al arranque, en por unidad Zma In = Corriente nominal del motor, en amperes Iarranque = Corriente de arranque en amperes (considere un valor aceptable entre 5.5 y 6 veces la corriente nominal para efectos de cálculo o consulte los valores de corriente de rotor bloqueado y sus factores de Norma tores Z mp = Sbase (Z ma ) kV2 ^ 1 000 h Transformando los valores de ohms d) Elaboración y reducción del diagra- a valores en por unidad, la impedan- ma de impedancias. Proceda igual cia del motor a plena carga en por uni- que en el apartado 4.2.1 cortocircui- dad: to trifásico, diagrama de reactancia. Z mp ^ 0/1 h = El porcentaje de la caída de tensión Sbase ^ Z mp h kV 2 ^ 1 000 h en la barra expresado por unidad es: Ecuación 4.37 V1 = Vo - I T ^ Z s + Z T h Impedancia del motor al arranque Ecuación 4.39 por unidad: 64 O bien: V1 = 1 - I T ^ Z s + Z T h donde: Vnom = Tensión nominal en volts V1 = Caída de tensión momentánea en la barra expresada en volts V1 = Caída de tensión momentánea en la barra, expresada en por unidad V0 = Tensión nominal al 100% expresada en por unidad Con los cálculos realizados determi- Corriente total al arranque, a tensión nominal, en por unidad ticos se recomienda tener una caída IT = f) Conclusiones ne el tipo de arranque a utilizar. Con tensión plena: Para fines prácde tensión máxima al arranque igual al 20 por ciento. Después del arran- Zs = Impedancia del sistema que, los motores deben funcionar ZT = Impedancia del transformador independientemente y en forma permanente aún al ocurrir las siguientes variaciones: +/- 10 por ciento de e) Cálculo de la caída de tensión la tensión nominal, +/- 5 por ciento Vnom - V1 X 100 Vnom de la frecuencia nominal y 10% de la %e= variación combinada en valor absoluto de tensión y frecuencia Ecuación 4.40 Con tensión reducida: Una vez readonde: %e lizado el punto anterior, si el valor = Caída momentánea de tensión en el motor en por ciento sobre pasa los valores considerados, es necesario utilizar alguno de los métodos de arranque a tensión reducida indicados en la Tabla 4.14 65 Z mp = Vf - n = 480 In 65 3 4.4.3. Ejemplo de aplicación En una planta se tienen 3 motores de operación continua, se desea calcular la caída de tensión en el CCM al arranque de los motores conside- = 4 . 263 Ohms 480 = 0 . 655 Ohms Z ma = Vf - n = I arranque 65 ^ 6 . 5 h 3 rando la condición más crítica, el arranque del Para la Zmotor de 10 hp. de la Ecuación motor mayor y los demás a plena carga. 4.34 y Ecuación 4.35 tenemos: a) Diagrama unifilar, ver Ilustración 4.11 Z mp = Vf - n = 480 = 22 . 34 Ohms In 12 . 4 3 480 = 3 . 49 Ohms Z ma = Vf - n = I arranque 12 . 4 ^ 6 . 4 h 3 Ilustración 4.11 Diagrama unifilar Transformando los valores obtenidos en ohms a valores por unidad: 50 MVA CCM 3φ Para el transformador, Ecuación 4.34: 23 kV / 480 V 150 kVA; 3 φ, 60 Hz Z% = 3.7% 480V 150 ^ 3 . 7 h = 0 . 037 Z T ^ 0/1 h = Sbase Z ٪ T = ^ 150 h 100 ^ 100 h S trans Para el motor de 50 hp. Ecuación 4.26. Z mp ^ 0/1 h = M 10 h.p 12.4 A M 50 h.p 65 A M 150 ^ 4 . 263h Sbase (Z mp ) = 2 kV ( 1 000 ) 0 . 480 2 (1 000 h = 2 . 77 p . u . 50 h.p 65 A Z ma ^ 0/1 h = Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE b) Potencia de cortocircuito mínima dispo- 150 ^ 0 . 655 h Sbase (Z ma ) = 2 kV ^ 1 000 h 0 . 480 2 ^ 1 000 h = 0 . 42 p . u . Para el motor de 10 h.p., Ecuación 4.36. nible: Pcc = 50 MVA (Z mp) = 150 ^ 22.34 h Z mp ^ 0/1 h = S base kV 2 ^ 1 000 h 0.480 2 ^ 1 000 h c) Selección de kVA base: = 14.54 p.u. kVA base = 150 kVA d) Refiriendo los valores de las impedancias a la potencia base y aplicando la Ecuación 4.34 se tiene: = Z T ^ 0/1 h = Z S ^ 0/1 h = Sbase = 50150 000 0 . 003 p . u . Strans (Z ma) = 150 ^ 3.409 h Z ma ^ 0/1 h = S base 2 kV ^ 1 000 h 0.480 2 ^ 1 000 h = 2.21 p.u. e) Elaboración y simplificación del diagrama de impedancias (ver Ilustración 4.12). Para la Zmotor de 50 hp de la Ecuación Reduciendo la impedancia del transfor- 4.34 y Ecuación 4.25 tenemos: mador y de la alimentación: 66 Z S ^ 0/1 h + Z T ^ 0/1 h = 0 . 003 + 0 . 037 = 0 . 040 p . u . I T = 1 = 1 = 1.324 Z Total 0.755 De tal manera que nos queda el diagra- Ecuación 4.41 ma de la siguiente manera (ver Ilustra- Determinamos la caída de tensión mo- ción 4.13). mentánea en la barra, expresada en por ZX = unidad de la Ecuación 4.38. Z mp ^ 0/1 h ^ Z ma ^ 0/1 h h 14 . 54 ^ 0 . 42 h = Z mp ^ 0/1 h + Z ma ^ 0/1 h 14 . 54 + 0 . 42 V1 = 1- ^ 1 . 324 h^ 0 . 040 h = 0 . 94 7 p . u = 0 . 408 p . u . Determinamos la caída de tensión mo- Ver Ilustración 4.14, diagrama resultan- mentánea en la barra, expresada en ten- te. sión de la siguiente manera: Z x ^ Z mp ^ 0/1 h h 0 . 408 ^ 2 . 77 h = Z X + Z mp ^ 0/1 h 0 . 408 + 2 . 77 = 0 . 355 p . u . V1' = VNom ^ V1 h = 480 ^ 0 . 947h= 454 Volts ZY = f) Cálculo de la caída de tensión. De la Ecuación 4.39 obtenemos: Z Total = 0 . 40 + 0 . 355 = 0 . 755 % e = 480 - 454 100 = 5.3 % 480 Determinamos la corriente total al arranque, a tensión nominal, en por uni- De acuerdo a los valores tolerables es po- dad. sible el arranque de los motores a tensión plena. Ilustración 4.12 Diagrama de impedancias 0.42 14.50 Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 67 3.14 Ilustración 4.13 Diagrama resultante 1 = 0.40 = 14.54 = 0.42 =3.14 Ilustración 4.14 Diagrama resultante 2 0.04 0.408 0.040 2.77 Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 68 0.36 4. 5. Fac t or de p o t e nc i a 8 las cargas más significativas, esto se debe principalmente a lo siguiente: 4.5.1. Introducción 1. Son las cargas que tienen el factor de potencia más bajo Esta sección indica el procedimiento de cál- 2. La mayoría de las cargas son motores culo para la corrección del factor de potencia en una instalación eléctrica que produce un Las causas de que los motores operen con un factor de potencia bajo. La corrección se hace factor de potencia más bajo que el de diseño pro- a través de capacitores ya que este método re- pio es la variación de tensión y que los motores sulta más simple y económico. trabajan por debajo de su capacidad nominal. En la Tabla 4.23 y Tabla 4.24 se indican impe- 4.5.1.1. Problemas por el bajo factor de potencia dancias y con Tabla 4.25 los valores específicos del FP en relación a la variación de la potencia y velocidad del motor. Una instalación eléctrica que opera con un factor de potencia bajo presenta los problemas siguientes: 4.5.2. Determinación del factor de potencia 1. Reduce la capacidad del sistema y su rendimiento debido a cables y transformado- 4.5.2.1. Método analítico en la etapa del proyecto res sobrecargados 2. Aumenta las pérdidas debido a la resistencia en los conductores 3. Reduce el nivel de tensión, afectando en El factor de potencia en una instalación en la forma adversa la eficiencia de operación de etapa del proyecto se puede determinar a partir los motores de la estimación de las características operativas del equipo que será instalado. Este método pue- 4. Reduce la iluminación de las lámparas in- de resumirse de la manera siguiente: candescentes 5. Aumenta el costo de la energía cuando la a) Análisis de la instalación eléctrica. Sepa- compañía de suministro impone las con- rar el equipo eléctrico (cargas) que pro- diciones del factor de potencia duzcan un factor de potencia bajo. Estas 4.5.1.2. Cargas que intervienen en el factor de potencia cargas son motores de inducción, transformadores, alumbrado y otras cargas Las cargas inductivas tales como motores de in- b) Características de la carga con bajo fac- ducción, transformadores, soldadoras de arco, tor de potencia. Una vez seleccionada lámparas fluorescentes, equipo electrónico son la carga con bajo factor de potencia, las características eléctricas que se deben 8 reunir son: Fuente: IEEE STD 141. 69 Para el transformador 1. Para Motores: • Potencia (en h.p.) • Factor de potencia (FP) Los transformadores tienen un consumo propio • Eficiencia (n) reactivo los cuales son constantes ya sean en va- • Velocidad (r/min) cío o con 100 por ciento de carga, se calculan con la expresión siguiente. 2. Para transformadores: • Potencia (en kVA) • Impedancia (en p.u.) • Corriente de excitación (en p.u.) kVAR T1 = kVA Nom I exc T1 kVAR T2 = kVA T1 kVAR T2 Ecuación 4.43 Ecuación 4.44 3. Para alumbrado. • Potencia (W) • Tensión (V) Para capacidad nominal al 100 por ciento del transformador: 4. Para otras cargas. • Potencia (kVA o kW) • Tensión (kV) • Corriente (A) • Factor de potencia kVAR T = kVAR T1 + kVAR T2 Ecuación 4.45 donde: kVART1 = Potencia reactiva en vacío, este valor es independiente de la carga conectada al transformador, en kVAR kVART2 = Potencia reactiva con carga, este valor varía con la capacidad empleada del transformador, si el transformador trabaja con un porcentaje (100%) de su capacidad nominal, calcule primero los kVART2 al 100% de capacidad y aplique la fórmula siguiente: kVA ^ % h 2 m kVAR T2 ^ % h = kVAR T2 c kVA Nom kVANom = Potencia aparente nominal en kVA c) Determinación de la potencia activa y reactiva de cada carga. Si no se conoce el FP y/o eficiencia real, utilice la Ilustración 4.15 e Ilustración 4.16, respectivamente. Si el motor no se encuentra trabajando al 100 por ciento de su potencia nominal, utilizar la Tabla 4.26 Para determinar la potencia reactiva del motor kVARM= kWM Ecuación 4.42 donde: kVAR M = Potencia reactiva del motor, en kVAR Iexc = Corriente de excitación en p.u kWM = Potencia nominal del motor, en kW Z = Impedancia en p.u. kVART FP = Factor de potencia al que está trabajando el motor = Potencia reactiva total del transformador en kVAR kVART2% tan = Tangente del ángulo del FP = Porcentaje de capacidad empleada del transformador, sustituir este valor por kVART2 de la ecuación de kVART 70 Ilustración 4.15 Curvas características para el factor de potencia de motores de inducción polifásica, par normal y baja corriente de arranque 100 sincrona 0y Factor de potencia (%) 90 3 60 0 1 80 in r/m 0 20 1 0 30 0 0 45 60 72 0 90 0 80 70 60 1 5 10 50 500 1 000 100 5 000 Potencia (h.p.) Ilustración 4.16 Curvas características para eficiencia de motores de inducción polifásica, par normal y baja corriente de arranque sincrona 0 3 60 in r/m 00 18 0 20 1 0 90 20 7 80 45 0 90 30 0 60 0 Factor de potencia (%) 100 70 1 5 10 50 100 500 Potencia (h.p.) 71 1 000 5 000 Potencia I nom E sin arc cos FP reactiva: = 1 000 kVAR C Ecuación 4.50 Para el alumbrado kVAR A = kWA tan arc cos FP Ecuación 4.46 donde: donde: kVAR A = kWc = Potencia reactiva del alumbrado en kVAR Potencia activa de la carga en kW kVARc = Potencia reactiva de la carga en kVAR Inom = Corriente nominal en amperes E = Tensión de línea en Volts FP = Factor de potencia de la carga kWA = Potencia nominal del equipo de alumbrado en kW FP = 1; Para alumbrado incandescente, 0.9; Para alumbrado fluorescente tan = Tangente del ángulo del FP Determinación de la potencia total reactiva y activa del conjunto de cargas Otras cargas Desarrollar las fórmulas siguientes: Para obtener la potencia activa y reactiva se uti- kVAR Tot = kVAR M + kVAR T + kVAR A + kVAR C lizan las fórmulas siguientes: Ecuación 4.51 Para carga trifásica (3 o 4 hilos). kWTot = kWM + kWA + kWC Potencia = 3 I n E FP activa : kWc 1 000 Ecuación 4.47 Potencia reactiva: = kVAR C 3 I nom donde: kWTot E sin arc cos FP 1 000 = kVARTot = Ecuación 4.48 Potencia total activa de las cargas kW Potencia total reactiva de las cargas kVAR Para carga monofásica (2 hilos). Nota: Si los capacitores están conectados en el I nom E FP Potencia activa: kWC = 1 000 lado de alta tensión del transformador considerar las fórmulas anteriores. Ecuación 4.49 72 Si los capacitores están conectados en el lado Además se deben de considerar las siguientes de baja tensión, en la ecuación para calcular los prácticas: kVARTTot no se considera a los kVART. a) Recabar características eléctricas de la Determinación de la potencia aparente total kVATot instalación y factor de potencia existente (FP) Para recibos proporcionados por la compañía suministradora considerar: Desarrollar las fórmulas siguientes: 1. Kilowatts hora consumidos (kWh) 2. Kilovars hora consumidos (kVARh) kVA Tot = kWTot + kVAR Tot 2 3. Factor de potencia (si está indicado) 2 Para lecturas obtenidas del equipo de medición durante las horas de trabajo, Ecuación 4.52 FP = kWTot kVA Tot considerar: 1. Potencia activa (kW) 2. Potencia reactiva (kVAR) Ecuación 4.53 3. Tensión (kV) 4. Corriente (A) 4.5.2.2. Método por medición en instalaciones en operación Factor de potencia Estas lecturas deberán ser tomadas en condiciones de demanda máxima. Para determinar el factor de potencia en instala- b) Determinar el factor de potencia (FP) exis- ciones en operación, lo más práctico es por cual- tente. quiera de las formas siguientes: Desarrollar la fórmula siguiente: FP = 1. Con un indicador que marca el factor de kWh kW h 2 + kVAR h 2 potencia Ecuación 4.54 2. A través del consumo global de energía (facturación de la compañía suministra- FP = dora) kWlectura kWlectura 2 + kVAR lectura 2 3. Con instrumentos de medición de potencia activa e instrumentos de medición Ecuación 4.55 de potencia reactiva 73 4.5.3. Procedimiento de cálculo para corrección del factor de potencia por capacitores kVAR G = ^ kWTot h2 + ^ kVAR G h2 4.5.3.1. Corrección del factor de potencia en grupo empleando datos nominales del equipo Ecuación 4.59 Ecuación 4.58 FPcorregido = cos i 2 = kWTot kVA G donde: kVARG = Potencia reactiva total del grupo, incluye potencia reactiva de capacitores (kVARN) kVAG = Potencial total aparente total del grupo, incluyendo capacitores a) Calcular la potencia reactiva necesaria (kVARN) para corregir el F.P Considérese un factor de potencia corregido superior o igual a 0.9 (atrasado) y aplique la Tabla 4.27 donde: kVAR N = kWTot FPcorregido = La fórmula anterior es válida para el FP existente y corregidos o de lo contrario aplicar la siguiente fórmula: kVAR N = kWTot # ^ tan i 1 - tan i 2 h Ecuación 4.56 donde: q1 q2 = Arco coseno del factor de potencia existente = Arco coseno del factor de potencia corregido Factor de potencia corregido, el valor obtenido debe ser igual o superior a 0.9(-) 4.5.3.2. Corrección del factor de potencia en grupo empleando lecturas de consumo de energía y potencia Desarrollar el tema de método por medición en instalaciones en operaciones Para un FP = 0.9 (-) corregido, desarrollar la fórmula siguiente: a) Cálculo de la potencia reactiva necesaria kVARN para corregir el factor de potencia kVAR N = kWTot ^ tan i 1 - 0 . 484 h Considerar un FP (corregido) igual o superior a 0.9 y aplique la Tabla 4.27. donde: b) Comprobación del factor de potencia corregido kVAR N = kWLectura Ecuación 4.60 Desarrollar las fórmulas siguientes: Con los FP existente y corregido, o apli- kVAR G = kVAR Tot = kVAR N car fórmula. Ecuación 4.57 74 = Potencia aparente de cada carga en kVA (considere solamente motores y otras cargas) kVAG kVAR N = kWLectura ^ tan i 1 - tan i 2 h Ecuación 4.61 b) Comprobar el valor del factor de potencia corregido b) Determinar la potencia reactiva necesa- Desarrollar las fórmulas siguientes: ria (kVARN) para corregir el FP .Consi- kVAR G = kVAR Lectura = kVAR N dere un FP corregido igual o superior a 0.9 (-). Ecuación 4.62 Con los valores obtenidos en los incisos a, b y c del punto “Método analítico en la kVAR G = ^ kWLectura h + ^ kVAR G h 2 2 etapa del proyecto”, el factor de potencia existente y de la seleccione los kVARN. Ecuación 4.63 kVAR N = kWC FPcorregido = cos i 2 = kWLectura kVA G El valor de la Tabla 4.27, es obtenido con el FP existente y FP corregido Ecuación 4.64 4.5.3.3. Corrección del factor de potencia en forma individual c) Comprobar el valor de potencia corregido Desarrollar la fórmula siguiente: Realizar incisos a, b y c del punto "Método ana- kVAR i = kVAR C - kVAR N lítico en la etapa del proyecto" considerar sola- Ecuación 4.67 mente motores, alumbrado y otras cargas. kVA i = ^ kWC h2 + ^ kVAR i h2 a) Determinar el factor de potencia (FP) Ecuación 4.68 existente FPcorregido = kWC kVA i Desarrollar la fórmula siguiente: FP = cos i 1 = kWC kVA C Ecuación 4.69 donde: Ecuación 4.65 kVARc = Potencia reactiva de la carga en kVAR kVARi = kVAi = Potencia aparente total de la carga en kVA donde: i 1 = arco cos kWC kVA C kWG Ecuación 4.66 = Potencia activa de cada carga en kW 75 Potencia reactiva total de la carga en kVAR Ilustración 4.17 Triangulo de potencias para los motores 100 h.p. 4.5.4. Ejemplo de aplicación KVARM100 = 114.66 KVAR Determinar el banco de capacitores para corregir el factor de potencia a un valor de 0.9, de una planta de bombeo con las características siguientes: Cargas: • 3 motores de 100 h.p., 4 polos, 480 volts • 2 motores de 50 h.p., 4 polos, 480 volts • 4 motores de 3 h.p., 4 polos, 480 volts φ KWM100 = 223.8 KW 1 Transformador de 500 kVA b) Motores de 50 h.p. 1. Cálculo de los kW y kVAR a) Motores de 100 h.p. kWM50 = 50 0 . 746 = 37 . 3 kW kWM100 = 100 0.746 = 74.6 kW Número de kWM100 = motores de 100 h .p . kWM50 = Número de motores de 50 h.p.# kWM50 kWM100 kWM50 = 2 37 . 3 = 74 . 6 W kWM100 = 3 74 . 6 = 223 . 8 W El FP para un motor de 50 h.p. 4 El FP para un motor de 100 h.p. 4 polos, es de 0.83 de la Tabla 4.25 polos, es de 0.89 de la Tabla 4.25 (considerando que el motor trabaja (considerando que el motor trabaja al 100% de su carga). al 100 por ciento de su carga). kVAR M50 = 37.3 tan ^ arc cos 0.83 h = 25.07 kW kVAR M100 = 74.6 tan ^ arc cos 0.89 h = 38.22 kW Número de kVAR M100 kVAR M100 = motores de 100 h .p. kWM100 = 3 38 . 22 = 114 . 66 kVAR kVAR M50 = Número de kVAR M50 motores de 50 h. p. kWM 50 = 2 25.07 = 50.14 kVAR Ver Ilustración 4.17, triangulo de po- Ver Ilustración 4.18 Triangulo de tencias para los motores 100 h.p. potencias para los motores 50 h.p. 76 Ilustración 4.18 Triangulo de potencias para los motores 50 h.p. Ilustración 4.19 Triangulo de potencias de los motores 3 h.p. φ KWM50 = 74.6 KW KWM3 = 8.96 KW c) Motores de 3 h.p. d) Transformador Para el caso de transformadores los kWM3 = 3 0 . 746 = 2 . 24 kW kWM3 = Número de motores de 3 h.p. KVARM3 = 6.96 KVAR KVARM50 = 50.14 KVAR φ kVAR consumidos ya sea en vacío kWM3 o plena carga están determinados aproximadamente por la corriente de vacío, la cual en nuestro caso es del 2 kWM3 = 4 2 . 24 = 8 . 96 W por ciento. kVART r = 500 kVA 0.02 = 10 kVA El FP para un motor de 3 h.p. 4 polos, es de 0.79 de la Tabla 4.25 (considee) Potencia total activa y reactiva de rando que el motor trabaja al 100% la carga de su carga). kVAR M3 = 2 . 24 tan ^ arc cos 0 . 79 h = 1 . 74 kW Los capacitores estarán conectados de kVAR M3 kVAR M3 = Número motores de 3 h . p . no se considera los KVAR del trans- kWM3 = 4 1 . 74 = 6 . 96 kVAR kVARTqt = kVARM100 + kVARM50 + kVARM3 Ver Ilustración 4.19. Triangulo de = 171.76 kVAR en el lado de baja tensión, por lo que formador. potencias de los motores 3 h.p. 77 kWTot = kWM100 + kWM50 + kWM3 = O por la fórmula siguiente se obtiene = 223.8 + 74.6 + 8.96 = kVAR N = kWTot ^ tan i -1 tan i h2 = 307.35 kW el mismo resultado; kVAR N = 307 . 35 _ tan ^ arc cos0 . 87 h f) Potencia aparente total y FP existente kVA Tot = ^ 307 . 35 h2 + ^ 171 . 76 h2 = 352 . 10 - tan ^ arc cos0 . 90 hi kVAR N = 307 . 35 ^ 0 . 567 - 0 . 484 h . 35 = 0 . 87 FP = 307 352 . 10 kVAR N = 25 . 51 Ver Ilustración 4.20. Triangulo de Ver Ilustración 4.21. Comprobación potencias de carga. de resultados. Ilustración 4.20 Triángulo de potencias de carga φ KVAR(tot) = 171.76 KVAR KVA(tot) = 352.10 KVA Ilustración 4.21 Comprobación de resultados 171.76 KVAR KW(tot) = 307.35 25.51 KVAR (N) KW(tot) = 307.35 Usando la Tabla 4.27, para este caso y Comprobación del FP corregido por no existir un valor de 0.87 obte- kVAR G = 171 . 76 - 25 . 51 nemos el dato de la tabla mediante la interpolación lineal entre los límites próximos, por lo cual nos da el valor de 0.083 kVAR G = 146 . 25 kVAR G = ^ 307 . 35 h2 + ^ 146 . 25 h2 = 340 . 51 kVAR N = kWTot 0 . 083 . 35 = 0 . 90 FPCorregido = 307 340 . 51 kVAR N = 307 . 35 0 . 083 Ver Ilustración 4.22. Triangulo de kVAR N = 25 . 51 kVAR potencias con FP = 0.90. 78 Ilustración 4.22 Triangulo de potencias con FP = 0.90 φ KVAR (G) = 146.25 kVAR KVAR (G) = 340.51 kVA a) Tipo de servicio: • Interior • Intemperie b) Condiciones de operación: kW= 307.35 • Medio ambiente • Altitud de operación • Humedad relativa • Temperatura ambiente • Espacio para instalación c) Determinación del tipo de arreglo y construcción 4.6 . C á l c u l o y se l ec c ión de r e ac t or e s l i m i ta d or e s de c or r i e n t e d) Especificar localización de terminales e) Especificar material de devanados, considere: • Cobre • Aluminio f) Especificar tipo y clase de aislamiento 4.6.1. Criterios básicos de selección g) Especificar tensión nominal de operación, tensión máxima de diseño y nivel básico al impulso Los reactores limitadores de corriente son utili- h) Concentrar los datos en Tabla 4.28 zados principalmente para reducir la magnitud 4.6.2. Método de cálculo de la corriente de cortocircuito, reduciendo por consiguiente los esfuerzos mecánicos y térmicos en todos los componentes que conducen la a) Analizar el sistema eléctrico en el cual corriente de cortocircuito y limitando la caída habrán de emplearse los reactores (inclu- de tensión en la barra conductora, minimizando yendo ampliaciones). Considere la condi- así los efectos en otras partes del sistema. Debi- ción más crítica de operación do a que la estabilidad del sistema se afecta por b) Elaborar un diagrama unifilar simplifica- los reactores, éstos deben emplearse con pre- do, indicando los equipos que contribuyen caución, puesto que el aumento de la reactancia o limitan la corriente de cortocircuito, en el entre las maquinas disminuye el límite de su es- nivel de tensión donde ésta se calcule. Ver tabilidad, ver Tabla 4.29 y Tabla 4.30. arreglos típicos en Ilustración 4.23 (gene- 79 radores ) donde aplique, transformadores, Con el valor obtenido y la Tabla 4.29, se- reactores, carga, equivalente, etcétera leccione la impedancia nominal del reac- c) Establecer los límites de capacidad inte- tor "Zn" (considere el valor inmediato su- rruptiva y caída de tensión que no debe- perior al de cálculo). Ver Ilustración 4.23 rán rebasarse con el uso de reactores limi- (b) y (c) tadores de corriente, así como los puntos Calcular la potencia de falla 3f en cada en los que se desee conocer estos valores uno de los puntos que se establezcan, (generalmente buses de generación y sin- aplique el apartado 4.2 cronización) Considere para este cálculo un valor de d) Analizar las características eléctricas de impedancia nominal (Zn) de la Tabla los equipos involucrados en el diagra- 4.29, e idéntico para cada reactor. Los ma unifilar del punto (b), haciendo los valores obtenidos deberán cumplir con cálculos necesarios para que los valores el límite de capacidad interruptiva esta- de impedancia queden expresados en blecido en el paso “c” g) Calcular la máxima corriente que circu- MVA's o p.u. e) Elaborar con base en el diagrama unifilar simplificado, un diagrama de bloques (MVA's) o de impedancias (p.u.), toman- lará por el reactor Considere: • ción do en consideración los datos del punto • anterior • Máxima caída de tensión permisible que la siguiente fórmula: Z ohm = V2 b El factor de potencia de la carga generalmente es de 0.9 (-) f) Determinar el valor de impedancia "Z" del reactor para la Ilustración 4.23 apli- La condición más crítica de opera- • 1 - 1 l M VA d M VA e Valor x/r del reactor (generalmente x/r=80) En base al diagrama unifilar simplifica- Ecuación 4.70 do del paso (b), mostrando al sistema en donde: la condición crítica, aplicar fórmulas: Zohm = Impedancia del reactor en ohms V = Tensión nominal (de línea) del sistema en kV MVAd = Nivel de falla 3f deseado en el sistema en MVA MVAe = Nivel de falla 3f existente en el sistema en MVA 80 Z = Z θ ; θ = arc tan X R I max = I i ; i = arc cos FP ^ -h DV ≥ I Z DV # 5%kV nom 100 (Para buz de sincronización ver Ilustración 2.25) Calcular la capacidad nominal del donde: DZ = Impedancia del sistema entre la fuente de suministro y la carga en ohms (para efectos de cálculo en este procedimiento considere solamente la impedancia nominal Zn de los reactores) reactor "kVAr” Para reactor monofásico: n kVA r = I N 1 Z 000 ^ kVA h Ecuación 4.73 Para reactor trifásico: kVA r = 3 I = Máxima corriente que circulará por el reactor en amperes Imax DV N Zn 1 000 ^ kVA h Ecuación 4.74 = Máxima caída de tensión permisible entre la fuente de suministro y la carga en volts c) Concentrar los datos obtenidos en la Tabla 4.28 4.6.3. Ejemplo de aplicación kVnom = Tensión nominal (de líneas) del sistema en kV Calcule el reactor limitador de corriente nece- Con el valor obtenido y la Tabla 4.29 se- sario para una instalación que cuenta con el si- leccione la corriente nominal del reactor guiente equipo: “In” (considere el valor inmediato superior al de cálculo) Un transformador trifásico de 20 MVA y de a) Verificar que los resultados obteni- 110/13.8 KV que alimenta a un tablero de dis- dos en los pasos “f” y “g” no rebasen tribución de 13.8 kV el cual está provisto de los valores establecidos en el paso disyuntores cuya capacidad interruptiva es de “c”. En caso de que esto suceda, repe- 150 MVA y que está conectado al sistema como tir los pasos “f” y “g”, modificando el en Ilustración 4.24 Diagrama unifilar. valor de la impedancia del reactor hasta quedar dentro de los límites referi- El esfuerzo de interrupción que se impone a los dos disyuntores existentes (sin aportaciones de los b) Calcular la máxima potencia (P) que motores síncronos) es de: se puede transferir a través del reactor Aplicar la ecuación: P= 3 Pcc = I kVnom Ecuación 4.71 100 20M VA 7.5% Ecuación 4.75 = 266.66 M VA Calcular la caída de tensión nominal Reduciendo el esfuerzo de interrupción al valor del reactor "∆Vr”. deseado de 150 MVA de los disyuntores existen- DVr = I n Z n V Ecuación 4.72 tes, se aplica: 81 1 - 1 j Z ohm = ^ 13 . 8 h2 # ` 150 266 En consecuencia se deben seleccionar tres reactores monofásicos, cada uno de 0.55 ohms por fase y una capacidad de: j Z ohm = 190 . 44 ` 150117 266 . 25 = 383.47 kVA VAR = 835 # ` 459 1 000 j Z = 0.55 ohms Donde cada reactor tendrá una capacidad para La caída de tensión a través del reactor será de: proporcionar un porcentaje de reactancia de: DVR = 835A # 0 . 550 ohms = 459 . 25V VAR = d 0 . 55 # 20 000 n = 5 . 78 % ^ 13 . 8 h2 ^ 10h Ilustración 4.23 Arreglo típico de reactores G G Carga Carga a) Reactor de línea b) Reactores de alimentación G G Carga c) Reactores para sincronizar generadores Fuente: Simbología NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 82 G Ilustración 4.24 Diagrama unifilar Corriente primaria disponible ilimitada Corriente primaria disponible ilimitada 110 KV 20 MVA 7.5% 835 Amp. 3 13.8 KV Reactor de 5.8 % 835 Amp. Barra conductora 13.8 kv Barra conductora 13.8 kv Interrupción de 150 MVA Interrupción de 150 MVA F = 267 MVA No hay motores sincronos conectados F = 150 MVA Fuente: Simbologia NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 4.7. Ba nc o de c a pac i t or e s doras, computadoras, PLC`s, equipo de robótica y otros equipos electrónicos. Estas corrientes armónicas pueden ser absorbidas en el capacitor En todos los sistemas eléctricos trifásicos, exis- causando que éste se sobrecaliente, acortando ten cargas resistivas e inductivas que definen la su tiempo de vida y posiblemente hasta evitando impedancia de un sistema. Las cargas inducti- su correcta operación. vas, como los motores, transformadores, reactores, etcétera, provocan en los sistemas eléctricos Además, el circuito resonante formado por los un defasamiento - entre los fasores de tensión y capacitores acoplados en paralelo con la induc- corriente. Al coseno de este ángulo se le deno- tancia del sistema (transformadores y motores) mina factor de potencia puede ampliar las corrientes y tensiones armónicas, lo cual puede causar la incorrecta opera- Aplicaciones ción del fusible y/o dañar el equipo eléctrico. • Bancos fijos En el caso de aplicaciones que requieran de la • Bancos automáticos corrección del factor de potencia en ambientes • Filtros de armónicas ricos en armónicos, se debe considerar un banco de capacitores automáticos anti-resonante Es importante recordar que todos los capacitores son una trayectoria de baja impedancia para las a) Se deben instalar bancos de capacitores corrientes de armónicas generadas por las car- que mantengan el factor de potencia en gas no-lineales como los drives de frecuencia un valor mínimo de 0.90 a cualquier variable, arrancadores suaves de motores, solda- condición de carga en operación y no so- 83 brepasen bajo ninguna circunstancia, el sitivo de protección contra sobrecorrien- valor de 100, debe cumplir lo dispuesto te debe ser lo más baja que sea posible en la Norma NMX-J-203-ANCE. Excepción: No se exigirá un dispositivo b) Si el banco de capacitores genera una dis- de protección contra sobrecorriente se- torsión de tensión por armónicas mayor parado para un capacitor conectado en el a 5 por ciento, con la individual mayor lado de carga del dispositivo de protec- del 3 por ciento de la onda fundamental ción contra sobrecarga del motor de tensión, este debe incluir filtros para c) Medios de desconexión. En cada con- que la distorsión esté dentro de valores ductor de fase de cada banco de capaci- permitidos tores se debe instalar un medio de des- c) Los capacitores pueden ubicarse en los diferentes niveles de tensión de la instalación, siendo esto definido de acuerdo a conexión que debe cumplir los siguientes requisitos: 1. El medio de desconexión debe abrir las especificaciones del proyecto simultáneamente todos los conduc- d) Los bancos de capacitores pueden ser de tores de fase. tipo exterior o interior e instalarse en 2. Se permitirá que el medio de desco- locales independientes o en cuartos de nexión desconecte el capacitor de la tableros considerando las dimensiones línea como un procedimiento habi- adecuadas y espacio suficiente para la tual de funcionamiento. instalación y mantenimiento seguro. 3. La corriente nominal del medio de desconexión no debe ser me- 4.7.1. De 600 volts y menos nor al 135 por ciento de la corriente nominal del capacitor. Descarga de la energía almacenada. Los capacito- Excepción: No se exigirá un medio res deben tener un medio para descargar la ener- de desconexión separado para un ca- gía almacenada. pacitor conectado en el lado de carga de un controlador de motor 4.7.1.1. Conductores 4.7.1.2. Puesta a tierra a) Ampacidad. La ampacidad de los con- Las cajas o envolventes de los capacitores se de- ductores de un circuito de capacitores no ben conectar al conductor de puesta a tierra de debe ser menor al 135 por ciento de la equipos. corriente nominal del capacitor b) Protección contra sobrecorriente. En Excepción: Las cajas o envolventes de los capaci- cada conductor de fase de cada banco de tores no se deben conectar al conductor de puesta capacitores se debe instalar un disposi- a tierra de equipos cuando las unidades de capaci- tivo de protección contra sobrecorriente. tores estén sostenidas en una estructura diseñada La corriente nominal o ajuste del dispo- para operar a un potencial distinto al de tierra. 84 4.7.2. De más de 600 volts c) Requisitos adicionales para capacitores en serie. Se debe asegurar la secuencia 4.7.2.1. Desconexión de desconexión apropiada, mediante el uso de uno de los siguientes: a) Corriente de carga. Para la desconexión 1. Desconectadores de seccionamiento de los capacitores se deben utilizar in- y de secuencia mecánica y derivación terruptores operados en grupo que sean 2. Bloqueo capaces para: 3. Un procedimiento de desconexión 1. Conducir continuamente no menos que esté claramente explicado en el del 135 por ciento de la corriente no- lugar de los interruptores minal de la instalación del capacitor 4.7.2.2. Protección contra sobrecorriente 2. Interrumpir la corriente de carga máxima permanente de cada capacitor, banco de capacitores o instala- a) Provista para detectar e interrumpir la ción de capacitores que se desconec- corriente de falla. Se debe instalar un tarán como una unidad medio para detectar e interrumpir cual- 3. Soportar la máxima corriente de quier corriente de falla que pudiera cau- irrupción incluidas las contribucio- sar presiones peligrosas dentro de un ca- nes de las instalaciones adyacentes pacitor individual b) Dispositivos monofásicos o polifásicos. de capacitores Para este propósito se permitirá utilizar 4. Conducir las corrientes debidas a fa- dispositivos monofásicos o polifásicos. llas en el lado de los capacitores del c) Protección individual o en grupos. Se interruptor permitirá proteger los capacitores indivi- b) Seccionamiento: dualmente o en grupos 1. Generalidades. Se debe instalar un medio que permita separar de todas d) Dispositivos de protección ajustados o ca- las fuentes de tensión cada capacitor, librados. Los dispositivos de protección de banco de capacitores o instalación de los capacitores o el equipo de capacitores capacitores que se puedan sacar del deben calibrarse o ser ajustados para ope- servicio como una unidad rar dentro de los límites de la zona segura 2. Interruptores de seccionamiento o para los capacitores individuales. Si los dis- desconexión sin valor nominal de in- positivos de protección están clasificados o terrupción. Los interruptores de sec- ajustados para operar dentro de los límites cionamiento o desconexión deben de la Zona 1 o Zona 2, de las áreas clasifi- estar enclavados con el dispositivo de cadas los capacitores deben estar encerra- interrupción de carga o deben estar dos o separados. En ningún caso el valor dotados de anuncios de advertencia nominal o ajuste de los dispositivos de pro- visibles, para evitar la interrupción tección debe exceder los límites máximos de la corriente de carga de la Zona 2 de las áreas clasificadas 85 1. Identificación. Todos los capacitores 4.7.2.3. Medios de descarga deben tener una placa de características permanente en la que conste el a) Medios para reducir la tensión residual. nombre del fabricante, tensión no- Se debe instalar un medio para reducir minal, frecuencia, kilovars o ampe- la tensión residual de un capacitor a 50 res, número de fases y volumen de lí- volts o menos en un lapso de 5 minutos quido identificado como inflamable, después de desconectar el capacitor de la si ese es el caso fuente de alimentación 2. Puesta a tierra. Las cajas de los capa- b) Conexión a las terminales. Un circuito citores se deben conectar al conductor de descarga debe estar conectado per- de puesta a tierra de equipos. Si el pun- manentemente a las terminales del ca- to neutro del capacitor está conectado pacitor o estar equipado con un medio al conductor del electrodo de puesta automático de conexión del circuito a a tierra, la conexión se debe hacer de las terminales del banco de capacitores acuerdo con algún método permitido después de la desconexión del capacitor Excepción: Las cajas de los capacito- de la fuente de alimentación. Los deva- res no se deben conectar al conductor nados de los motores, transformadores u de puesta a tierra de equipos cuando otros equipos conectados directamente a las unidades de capacitores estén so- los capacitores sin interruptores ni dis- portadas en una estructura diseñada positivos de protección contra sobreco- para funcionar a un potencial distinto rriente interpuestos, deben cumplir con del de tierra el inciso a) 86 Tabla 4.2 Valores típicos (por cada kVA) de reactancias para máquinas síncronas y de inducción Generadores de Turbina+ Xd ’ Xd’’ 0.09 0.15 0.15 0.23 12 polos o menos 0.16 0.33 14 polos o menos 0.21 0.33 6 polos 0.15 0.23 8-14 polos 0.20 0.30 16 polos o más 0.28 0.40 Condensadores síncronos 0.24 0.37 2 Polos 4 Polos Generador de polos salientes con devanado amortiguador Motores síncronos Convertidores síncronos 600 volts corriente directa 0.20 250 volts corriente directa 0.33 Motores de inducción mayores a 600 V 0.17 Motores pequeños, 600 V y menos Ver tabla 2.2 y 2.3 Fuente: IEEE-STD 141 Tabla 4.3 Rotativas - reactancia de las maquinas multiplicadores Tipo de maquina rotativa Primer ciclo de la red Interrupción de la red Toda las turbinas generadoras; todos los generadores hidroeléctricos con amortiguadores bobinados; todos los condensadores 1.0 Xd″ 1.0 Xd″ 0.75 Xd 0.75 Xd Generadores hidroeléctricos con amortiguadores bobinados Todos los motores síncronos ′ 1.0 X ″ d ′ 1.5 X ″ d Motores inductivos Mayor de 1 000 hp a 1 800 r/min o menos 1.0 Xd″ 1.5 Xd″ Mayor de 250 hp a 3600 r/min 1.0 Xd″ 1.5 Xd″ Todos los demás, 50 hp y mayores 1.2 Xd″ 3.0 Xd″ Fuente: IEEE-STD 141 Tabla 4.4 Factores para reactancias (o impedancias) en la combinación de máquina rotatoria Tipo de máquina rotatoria Primer ciclo sistema Interrupción Motores de inducción Para todos los motores de 50 hp y mayores Para todos los motores menores de 50 hp 1.2 Xd” 1.67 Xd” ∆ * o estime para el primer ciclo x=0.20 p.u. (por unidad) basado en la potencia del motor + o estime para interrupción x=0.50 p.u. (por unidad) basado en la potencia del motor D o estime para el primer ciclo x=0.28 p.u. (por unidad) basado en la potencia del motor Fuente: IEEE-STD 141 87 3.0*xd” Tabla 4.5 Constantes de conductores para un espaciamiento simétrico de 1pie (0.3048m) Calibre del conductor (Cobre) Resistencia R a 50ºC, 60 Hz Reactancia XA por 1 pie de espaciamiento, 60 Hz ohm/conductor/1 000 ft ohm/conductor/1 000 ft 1 000 000 0.0130 0.0758 900 000 0.0142 0.0769 800 000 0.0159 0.0782 750 000 0.0168 0.079 700 000 0.0179 0.08 600 000 0.0206 0.0818 500 000 0.0246 0.0839 450 000 0.0273 0.0854 400 000 0.0307 0.0867 350 000 0.0348 0.0883 300 000 0.0407 0.0902 250 000 0.0487 0.0922 (cmil) (AWG No.) 211 600 4/0 0.0574 0.0953 167 800 3/0 0.0724 0.0981 13 3100 2/0 0.0911 0.101 105 500 1/0 0.115 0.103 83 690 1 0.145 0.106 66 370 2 0.181 0.108 52 630 3 0.227 0.111 41 749 4 0.288 0.113 33 100 5 0.362 0.116 26 250 6 0.453 0.121 20 800 7 0.570 0.123 16 510 8 0.720 0.126 Fuente: IEEE Std 141 88 Tabla 4.5 Constantes de conductores para un espaciamiento simétrico de 1pie (0.3048m) (continuación) Calibre del conductor (Aluminio con alma de acero) Resistencia R a 50ºC, 60 Hz Reactancia XA por 1 pie de espaciamiento, 60 Hz ohm/conductor/1 000 ft ohm/conductor/1 000 ft 1 590 000 0.0129 0.0679 1 431 000 0.0144 0.0692 1 272 000 0.0161 0.0704 1 192 500 0.0171 0.0172 1 113 000 0.0183 0.0719 954 000 10.0213 0.0738 795 000 0.0243 0.0744 715 500 0.0273 0.0756 636 000 0.0307 0.0768 556 500 0.0352 0.0786 477 000 0.0371 0.0802 397 500 0.0445 0.0824 336 400 0.0526 0.0843 226 800 0.0662 0.09945 4/0 0.08335 0.0945 3/0 0.1052 0.1099 2/0 0.133 0.1175 1/0 0.1674 0.1212 1 0.212 0.1242 2 0.267 0.1259 3 0.337 0.1251 4 0.424 0.124 5 0.534 0.1259 6 0.674 0.1273 (cmil) (AWG No.) Fuente: IEEE Std 141 89 90 -- 0.0159 0.0252 0.0319 0.0370 0.0412 0.0447 1 2 3 4 5 6 7 0.0453 0.0418 0.0377 0.0328 0.0265 0.0178 0.0035 -0.0412 2 --0.0571 -0.0412 -0.0319 -0.0252 -0.0201 -0.0159 -0.0124 -0.0093 -0.0066 -0.0042 -0.0020 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0.0455 0.0421 0.0381 0.0333 0.0271 0.0186 0.0051 1 Fuente: IEEE-STD 141 3 -0.0319 0 0 0.0450 0.0415 0.0374 0.0323 0.0259 0.0169 0.0018 -0.0571 1 Pulgadas 0.0478 -- 0 8 0 Pies 0.0458 0.0424 0.0385 0.0337 0.0277 0.0195 0.0061 -0.0252 4 -- -- -0.00605 -0.00852 -0.01152 -0.01494 -0.01795 -0.0238 -0.0301 -0.0384 -0.0519 -- 1/4 6 0.0463 0.0430 0.0392 0.0346 0.0288 0.0211 0.0093 -0.0159 Separación (Cuartos de pulgada) 0.0460 0.0427 0.0388 0.0341 0.0282 0.0203 0.0080 -0.0201 5 Separación en pulgadas Tabla 4.6 Factor de espaciamiento de reactancia XB, en ohms por 1 000pies (30.48 m) de conductor 8 0.0468 0.0436 0.0399 0.0354 0.0299 0.0255 0.0117 -0.0093 -- -- -0.00529 -0.00794 -0.01078 -0.01399 -0.01795 -0.0225 -0.0282 -0.0359 -0.0477 -0.0729 2/4 0.0466 0.0433 0.0395 0.0350 0.0293 0.0218 0.0106 -0.0124 7 0.0471 0.0439 0.0402 0.0358 0.0304 0.0232 0.0129 -0.0066 9 -- -- -0.00474 -0.00719 -0.01002 -0.01323 -0.01684 -0.0212 -0.0267 -.0.0339 -0.0443 -0.0636 3/4 0.0473 0.0442 0.0405 0.0362 0.0309 0.0239 0.0139 -0.0042 10 0.0476 0.0445 0.0409 0.0366 0.0314 0.0246 0.0149 -0.0020 11 Tabla 4.7 Valores de impedancia para transformadores Por ciento de impedancia NBAI alta tensión kV (cresta) Baja tensión KV 110 1.2 a 15.0 ONAN ONAF, OFAF primer paso ONAF, OFAF segundo paso 4.0 a 7.0 4.0 a 7.5 - 150 1.2 a 15.0 4,0 a 7.0 4.0 a 7.5 - 200 1.2 a 15.0 4.5 a 7.5 4.5 a 8.0 - 250 1.2 a 25.0 5.0 a 8.0 5.0 a 10.5 - 350 1.2 a 34.5 5.0 a 9.0 6.0 a 12.0 7,0 a 15,0 450 15.0 a 34.5 5.0 a 9.0 7.0 a12.0 8.0 a 15.0 550 15.0 a 34.5 6,0 a 9,5 7.0 a 14.0 8.0 a 16.0 650 15.0 a 34.5 6,0 a 10,0 7.0 a 14.0 8.0 a 16.0 750 15.0 a 69.0 6.0 a 10.0 8.0 a 15.0 9.0 a 17.0 900 15.0 a 69.0 7.0 a11.0 9.0 a 15.0 10.0 a 18.0 1 050 15.0 a 69.0 7.0 a 12.0 9.0 a 16.0 10.0 a 19.0 1 425 15.0 a 69.0 8.0 a 12.0 10.0 a 16.0 10.0 a 20.0 1 550 34.5 a 161.0 9.0 a 13.0 10.0 a17.0 10.0 a 21.0 DISPOSICIÓN ADICIONAL: Para todos los casos anteriores, la diferencia de impedancia entre dos o más transformadores duplicados, no debe exceder 7.5 % del valor que se específica. Se entiende por transformadores duplicados cuando dos o más transformadores del mismo diseño se producen por un fabricante. Fuente: NMX-J-284-ANCE 91 92 1.29 1.20 1.15 1.08 1.00 0.91 0.82 0.71 0.58 0.41 - 11-15 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-65 66-70 91-75 76-80 81-85 60 °C 10 o menos Temperatura ambiente (°C) - - - 0.33 0.47 0.58 0.67 0.75 0.82 0.88 0.94 1.00 1.05 1.11 1.15 1.2 75 °C Rango de temperatura del conductor 0.29 0.41 0.50 0.58 0.65 0.71 0.76 0.82 0.87 0.91 0.96 1.00 1.04 1.08 1.12 01.15 90 °C Para temperaturas ambiente distintas de 30 °C, multiplique las anteriores ampacidades permisibles por el factor correspondiente de los que se indican a continuación: Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 30 °C Tabla 4.8 Factores de corrección por variación en la temperatura ambiente 93 - 1.32 1.22 1.12 1.00 0.87 0.71 0.50 - 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-65 66-70 91-75 76-80 81-90 91-100 101-110 111-120 121-130 131-140 141-160 161-180 181-200 201-225 Fuente: NOM-001-SEDE - 1.41 16-20 - - - - - - - - - - 0.38 0.53 0.65 0.76 0.85 0.93 1.00 1.07 1.13 1.20 1.25 1.31 1.50 11-15 1.36 75 °C 1.58 60 °C 10 o menos Temperatura ambiente (°C) - - - - - - - - - - 0.45 0.55 0.63 0.71 0.77 0.84 0.89 0.95 1.00 1.05 1.1 1.14 1.18 1.22 1.26 90 °C - - - - 0.3 0.43 0.52 0.6 0.67 0.74 0.8 0.83 0.85 0.88 0.9 0.93 0.95 0.98 1.00 1.02 1.04 1.07 1.09 1.11 1.13 150 °C Rango de temperatura de los conductores - - 0.35 0.50 0.61 0.66 0.71 0.75 0.79 0.83 0.87 0.88 0.9 0.92 0.94 0.95 0.97 0.98 1.00 1.02 1.03 1.05 1.06 1.08 1.09 200 °C 0.35 0.49 0.58 0.65 0.72 0.76 0.79 0.82 0.85 0.87 0.9 0.91 0.93 0.94 0.95 0.96 0.98 0.99 1.00 1.01 1.02 1.04 1.05 1.06 1.07 250 °C Para temperaturas ambiente distintas de 40 °C, multiplique las anteriores ampacidades permisibles por el factor correspondiente de los que se indican a continuación: Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 40 °C Cables directamente enterrados en ductos subterráneos Tabla 4.8 Factores de corrección por variación en la temperatura ambiente (continuación) Tabla 4.9 Factor de corrección por incremento en la profundidad de instalación Cables directamente enterrados Profundidad de instalación en metros 5kV a 23 kV 0.90 1.00 35kV Cables en ductos subterráneos 5kV a 23 kV 35 kV 1.00 1.00 0.99 1.20 0.98 1.00 0.98 0.99 1.00 1.50 0.97 0.99 0.97 0.99 1.80 0.96 0.98 0.95 0.97 2.50 0.95 0.96 0.91 0.92 Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 4.10 Profundidad mínima de los ductos o bancos de ductos para cables en ductos subterráneos Localización Profundidad mínima (m) En lugares no transitados por vehículos 0.30 En lugares transitados por vehículos 0.50 Bajo carreteras 1.00 Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles pavimentadas 0.90 Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles o caminos no pavimentados 1.30 Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 4.11 Separación mínima entre ductos o bancos de ductos y con respecto a otras estructuras subterráneas Medio separador Separación mínima Tierra compactada 0.30 Tabique. 0.10 Concreto 0.05 Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 4.12 Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o cable Numero de conductores 1 Pocentaje de ajuste para temperatura ambiente, si es necesario 4-6 80 7-9 70 10-20 50 21-30 45 31-40 40 41 y más 35 1Es el numero total de conductores en la canalizacion o cable ajustado Fuente: NOM-001-SEDE 94 Tabla 4.13 Servicio por régimen de tiempo Porcentajes del valor nominal de corriente de las placas de características Motor especificado para 5 minutos Motor especificado para 15 minutos Motor especificado para 30 y 60 minutos Motor especificado para funcionamientoContinuo 110 120 150 - 85 85 90 140 Rodillos, máquinas de manipulación de minerales y carbón, etc. 85 90 95 140 Servicio variable 110 120 150 200 Clasificación del servicio Servicio de corto tiempo: Accionamiento de válvulas, elevación o descenso de rodillos, etc. Servicio intermitente: Elevadores y montacargas, máquinas de herramientas, bombas, puentes levadizos, plataformas giratorias, etc. Servicio periódico: Cualquier motor debe ser considerado como de ciclo continuo, a menos que la naturaleza de los aparatos que accione sea tal que el motor no operará continuamente con carga bajo cualquier condición de operación. Fuente:NOM-001-SEDE Tabla 4.14 Conductor del secundario Ampacidad del conductor en porcentaje de la corriente a plena carga del secundario Clasificación de servicio en función de la resistencia Arranque ligero 35 Arranque pesado 45 Arranque extra-pesado 55 Arranque ligero intermitente 65 Arranque intermitente medio 75 Arranque intermitente pesado 85 Servicio Continuo 110 Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 4.15 Radio geométrico de conductores usuales Construcción del conductor RMG Alambre sólido 0.779 r Cable de un solo material 7 hilos 0.726 r 19 hilos 0.758 r 37 hilos 0.768 r 61 hilos 0.772 r 91 hilos 0.774 r 127 hilos 0.776 r r = radio del conductor 95 Tabla 4.16 Características de conductores concéntricos normales (AWG o kcmil) Conductores Área Tamaño mm2 Trenzado kcmil Cantidad de hilos Resistencia en corriente continua a 75 °C Total Cobre Aluminio Diámetro Diámetro Área No Cubierto mm mm mm2 Ω/km Ω/km Recubierto Aluminio Ω/km 18 0.823 1 620 1 –– 1.02 0.823 25.5 26.5 — 18 0.823 1 620 7 0.39 1.16 1.06 26.1 27.7 — 16 1.31 2 580 1 –– 1.29 1.31 16 16.7 — 16 1.31 2 580 7 0.49 1.46 1.68 16.4 17.3 — 14 2.08 4 110 1 –– 1.63 2.08 10.1 10.4 — 14 2.08 4 110 7 0.62 1.85 2.68 10.3 10.7 — 12 3.31 6 530 1 –– 2.05 3.31 6.34 6.57 — 12 3.31 6 530 7 0.78 2.32 4.25 6.5 6.73 — 10 5.261 10 380 1 –– 2.588 5.26 3.984 4.148 — 10 5.261 10 380 7 0.98 2.95 6.76 4.07 4.226 — 8 8.367 16 510 1 –– 3.264 8.37 2.506 2.579 — 8 8.367 16 510 7 1.23 3.71 10.76 2.551 2.653 — 6 13.3 26 240 7 1.56 4.67 17.09 1.608 1.671 2.652 4 21.15 41 740 7 1.96 5.89 27.19 1.01 1.053 1.666 3 26.67 52 620 7 2.2 6.6 34.28 0.802 0.833 1.32 2 33.62 66 360 7 2.47 7.42 43.23 0.634 0.661 1.045 1 42.41 83 690 19 1.69 8.43 55.8 0.505 0.524 0.829 1/0 53.49 105 600 19 1.89 9.45 70.41 0.399 0.415 0.66 2/0 67.43 133 100 19 2.13 10.62 88.74 0.317 0.329 0.523 3/0 85.01 167 800 19 2.39 11.94 111.9 0.2512 0.261 0.413 4/0 107.2 211 600 19 2.68 13.41 141.1 0.1996 0.205 0.328 250 127 –– 37 2.09 14.61 168 0.1687 0.1753 0.2778 300 152 –– 37 2.29 16 201 0.1409 0.1463 0.2318 0.1984 350 177 –– 37 2.47 17.3 235 0.1205 0.1252 400 203 –– 37 2.64 18.49 268 0.1053 0.1084 0.1737 500 253 –– 37 2.95 20.65 336 0.0845 0.0869 0.1391 600 304 –– 61 2.52 22.68 404 0.0704 0.0732 0.1159 700 355 –– 61 2.72 24.49 471 0.0603 0.0622 0.0994 750 380 –– 61 2.82 25.35 505 0.0563 0.0579 0.0927 800 405 –– 61 2.91 26.16 538 0.0528 0.0544 0.0868 900 456 –– 61 3.09 27.79 606 0.047 0.0481 0.077 1 000 507 –– 61 3.25 29.26 673 0.0423 0.0434 0.0695 1 250 633 –– 91 2.98 32.74 842 0.0338 0.0347 0.0554 1 500 760 –– 91 3.26 35.86 1 011 0.02814 0.02814 0.0464 1 750 887 –– 127 2.98 38.76 1 180 0.0241 0.0241 0.0397 2 000 1013 –– 127 3.19 41.45 1 349 0.02109 0.02109 0.0348 Notas (1) Estos valores de resistencia son válidos solamente para los parámetros indicados. Al usar conductores con hilos recubiertos, de distinto tipo de trenzado y especialmente a otras temperaturas, cambia la resistencia. (2) Fórmula para el cambio de temperatura: R2 = R1 [1 + (T2 - 75)], donde Cu = 0.00323, AL = 0.00330 a 75º C. (3) Los conductores con cableado compacto o comprimido tienen aproximadamente un 9% y un 3%, respectivamente, menos de diámetro del conductor desnudo que los conductores mostrados. (4) Las conductividades usadas, según la IACS: cobre desnudo = 100%, aluminio = 61%. (5) El cableado de Clase B está aprobado también como sólido para algunos tamaños. Su área y diámetro total son los de la circunferencia circunscrita. Fuente: NOM-001-SEDE 96 Ilustración 4.25 Fórmulas de cálculo de inductancia total (H/km) El valor medio de la inductancia total del sistema es: r -4 In DMG RMG L = 2 x 10 dónde DMG es la distancia media geométrica y queda definida como: S C Lm = 2 x 10 -4 In DMG= 3 B Sab x SbcxSca S RMG Formulación triangular equidistante A B S S C S S El valor de la inductancia total es: DMG -4 In Lm = 2 x 10 RMG S L = 2 x 10 -4 In dónde: S RMG 97 3 98 0.164 0.171 10 5.26 2 507 0.121 0.125 0.128 0.138 0.151 0.157 0.157 0.157 0.161 0.164 0.167 0.171 0.167 0.171 0.177 0.180 0.187 0.187 0.194 0.197 0.210 0.213 0.207 0.223 0.240 0.049 0.062 0.075 0.089 0.108 0.125 0.144 0.171 0.203 0.253 0.33 0.39 0.49 0.62 0.82 1.02 1.61 2.56 3.9 6.6 10.2 0.062 0.079 0.092 0.105 0.125 0.141 0.161 0.187 0.220 0.269 0.33 0.43 0.52 0.66 0.82 1.02 1.61 2.56 3.9 6.6 10.2 0.059 0.069 0.082 0.095 0.115 0.128 0.148 0.177 0.207 0.259 0.33 0.39 0.52 0.66 0.82 1.02 1.61 2.56 3.9 6.6 10.2 0.075 0.095 0.118 0.141 0.177 0.200 0.233 0.279 0.33 0.43 0.52 0.66 0.82 1.05 1.31 1.67 2.66 0.089 0.112 0.135 0.157 0.194 0.217 0.249 0.295 0.36 0.43 0.52 0.69 0.85 1.05 1.35 1.67 2.66 0.082 0.102 0.125 0.148 0.180 0.207 0.236 0.282 0.33 0.43 0.52 0.66 0.82 1.05 1.31 1.67 2.66 0.105 0.118 0.131 0.141 0.161 0.174 0.194 0.217 0.243 0.289 0.36 0.43 0.52 0.62 0.75 0.95 1.44 2.26 3.6 5.6 8.9 0.118 0.131 0.144 0.157 0.174 0.190 0.207 0.230 0.256 0.302 0.36 0.43 0.52 0.62 0.79 0.95 1.48 2.26 3.6 5.6 8.9 0.131 0.141 0.154 0.164 0.184 0.197 0.213 0.240 0.262 0.308 0.36 0.43 0.52 0.66 0.79 0.98 1.48 2.30 3.6 5.6 8.9 0.128 0.148 0.167 0.187 0.217 0.240 0.269 0.308 0.36 0.43 0.52 0.62 0.79 0.98 1.21 1.51 2.33 0.138 0.161 0.180 0.200 0.233 0.253 0.282 0.322 0.36 0.43 0.52 0.66 0.79 0.98 1.21 1.51 2.36 0.151 0.171 0.190 0.210 0.240 0.262 0.289 0.33 0.36 0.46 0.52 0.66 0.82 0.98 1.21 1.51 2.36 Fuente: NOM-001-SEDE Notas: 1. Estos valores se basan en las siguientes constantes: conductores del tipo RHH con trenzado de Clase B, en configuración acunada. La conductividad de los alambres es del 100 por ciento IACS para cobre y del 61 por ciento IACS para aluminio; la del conduit de aluminio es del 45 por ciento IACS. No se tiene en cuenta la reactancia capacitiva, que es insignificante a estas tensiones. Estos valores de resistencia sólo son válidos a 75 °C y para los parámetros dados, pero son representativos para los tipos de alambres para 600 volts que operen a 60 Hz. 2. La impedancia (Z) eficaz se define como R cos (q)+ X sen (q ), en donde q es el ángulo del factor de potencia del circuito. Al multiplicar la corriente por la impedancia eficaz se obtiene una buena aproximación de la caída de tensión de línea a neutro. Los valores de impedancia eficaz de esta tabla sólo son válidos con un factor de potencia de 0.85. Para cualquier otro factor de potencia (FP) del circuito, la impedancia eficaz (Ze) se puede calcular a partir de los valores de R y XL dados en esta tabla, como sigue: Ze = R x FP + XL sen [arc cos (FP)] 750 1000 380 0.128 500 177 203 600 0.131 0.131 350 400 127 152 253 0.135 0.135 250 300 107.2 304 0.135 3/0 4/0 85.01 0.141 0.144 1/0 2/0 67.43 0.151 0.148 53.49 1 0.154 3 26.67 33.62 42.41 0.157 4 21.15 0.167 8 6 8.36 13.30 0.177 12 3.31 0.190 14 2.08 Área mm2 Ohms al neutro por kilómetro Resistencia en corriente Resistencia en corriente XL (Reactancia) Z eficaz a FP = 0.85 para para alterna alterna Z eficaz a FP = 0.85 para conductores de cobre sin todos los p/conductores de cobre sin para conductores de conductores de aluminio recubrimiento Tamaño conductores recubrimiento aluminio (AWG o Conduit Conduit Conduit Conduit Conduit kcmil) de PVC o Conduit Conduit Conduit Conduit Conduit de Conduit de Conduit de Conduit de Conduit de de Acede Acede Acede acero de PVC Alumide PVC Alumide PVC Alumide PVC AlumiAcero ro ro ro Aluminio nio nio nio nio Tabla 4.17 Resistencia y reactancia en corriente alterna para los cables para 600 volts, 3 fases a 60 Hz y 75°C Tabla 4.18 Ampacidades permisibles de conductores individuales aislados para tensiones hasta e incluyendo 2 000 volts al aire libre, basadas en una temperatura ambiente 30 °C Tamaño o designación Temperatura nominal del conductor 60 °C 75 °C 90 °C 60 °C 75 °C 90 °C Tipos Tipos RHW, XHHW, USE SA, SIS, RHH, RHW-2, USE-2, XHH, XHHW, XHHW-2, ZW-2 Tipos Tipo mm2 AWG o kcmil TW, UF Tipos RHW, THHW, THHW-LS, THW, THW-LS, THWN, XHHW, USE, ZW TBS, SA, SIS, FEP, FEPB, MI, RHH, RHW2, THHN, THHW, THHW-LS, THW-2, THWN-2, Tipos UF USE-2, XHH, XHHW, XHHW-2, ZW-2 Cobre 0.824 18 — — Aluminio o aluminio recubierto de cobre 14 — — — 1.31 16 — — 18 — — — 2.08 14** 25 30 35 — — — 3.31 12** 30 35 40 — — — 5.26 10** 40 50 55 — — — 8.37 8 60 70 80 — — — 13.3 6 80 95 105 60 75 85 21.2 4 105 125 140 80 100 115 26.7 3 120 145 165 95 115 130 33.6 2 140 170 190 110 135 150 42.4 1 165 195 220 130 155 175 53.5 1/0 195 230 260 150 180 205 67.4 2/0 225 265 300 175 210 235 85.0 3/0 260 310 350 200 240 270 107 4/0 300 360 405 235 280 315 127 250 340 405 455 265 315 355 152 300 375 445 500 290 350 395 177 350 420 505 570 330 395 445 203 400 455 545 615 355 425 480 253 500 515 620 700 405 485 545 304 600 575 690 780 455 545 615 355 700 630 755 850 500 595 670 380 750 655 785 885 515 620 700 405 800 680 815 920 535 645 725 456 900 730 870 980 580 700 790 507 1 000 780 935 1 055 625 750 845 633 1 250 890 1 065 1 200 710 855 965 760 1 500 980 1 175 1 325 795 950 1 070 887 1 750 1 070 1 280 1 445 875 1 050 1 185 1 013 2 000 1 155 1 385 1 560 960 1 150 1 295 Para los factores de corrección de la ampacidad cuando la temperatura ambiente es diferente a 30 °C. **Para limitaciones de protección contra sobrecorriente del conductor Fuente: NOM-001-SEDE 99 Tabla 4.19 Ampacidades permisibles en conductores aislados para tensiones hasta 2 000 volts y 60 °C a 90°C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o directamente enterrados, basados en una temperatura ambiente de 30° Tamaño o designación Temperatura nominal del conductor 60 °C Sección nominal en mm2 Tipos Calibre AWG o kcmil TW, UF 75 °C Tipos RHW, THHW, THHWLS, THW, THW-LS, THWN, XHHW, USE, ZW 90 °C Tipos TBS, SA, SIS, FEP, FEPB, MI, RHH, RHW2, THHN, THHW, THHW- LS, THW-2, THWN-2, USE-2,XHH,XHHW, XHHW- 2, ZW-2 Cobre 0.824 1.31 2.08 3.31 5.26 8.37 13.3 21.2 26.7 33.6 42.4 53.49 67.43 85.01 107.2 127 152 177 203 253 304 355 380 405 456 507 633 760 887 1 013 18** 16** 14** 12** 10** 8 6 4 3 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 500 600 700 750 800 900 1 000 1 250 1 500 1 750 2 000 15 20 30 40 55 70 85 95 110 125 145 165 195 215 240 260 280 320 350 385 400 410 435 455 495 525 545 555 20 25 35 50 65 85 100 115 130 150 175 200 230 255 285 310 335 380 420 460 475 490 520 545 590 625 650 665 60 °C 75 °C Tipos Tipos UF Tipos RHW, XHHW, USE **Para limitaciones de protección contra sobrecorriente del conductor. 100 SA, SIS, RHH, RHW-2, USE-2, XHH, XHHW, XHHW-2, ZW-2 Aluminio, aluminio recubierto de cobre 14 18 25 30 40 55 75 95 115 130 145 170 195 225 260 290 320 350 380 430 475 520 535 555 585 615 665 705 735 750 40 55 65 75 85 100 115 130 150 170 195 210 225 260 285 315 320 330 355 375 405 435 455 470 50 65 75 90 100 120 135 155 180 205 230 250 270 310 340 375 385 395 425 445 485 520 545 560 *Para los factores de corrección de la ampacidad cuando la temperatura ambiente es diferente a 30 °C. Fuente: NOM-001-SEDE 90 °C 55 75 85 100 115 135 150 175 205 230 260 280 305 350 385 425 435 445 480 500 545 585 615 630 Tabla 4.20 Corriente a plena carga de motores trifásicos de corriente alterna kW hp Tipo de inducción de jaula de ardilla y de rotor devanado. (amperes) 115 volts 200 volts 208 volts 230 volts 460 volts 575 volts 2300 volts Tipo síncrono de factor de potencia unitario* (amperes) 230 volts 460 volts 575 volts 2300 volts 0.37 ½ 4.4 2.5 2.4 2.2 1.1 0.9 — — — — — 0.56 ¾ 6.4 3.7 3.5 3.2 1.6 1.3 — — — — — 0.75 1 8.4 4.8 4.6 4.2 2.1 1.7 — — — — — 1.12 1½ 12 6.9 6.6 6 3 2.4 — — — — — 1.5 2 13.6 7.8 7.5 6.8 3.4 2.7 — — — — — 2.25 3 — 11 10.6 9.6 4.8 3.9 — — — — — 3.75 5 — 17.5 16.7 15.2 7.6 6.1 — — — — — 5.6 7½ — 25.3 24.2 22 11 9 — — — — — 7.5 10 — 32.3 30.8 28 14 44 — — — — — 11.2 15 — 48.3 46.2 42 21 17 — — — — — 14.9 20 — 62.1 59.4 54 27 22 — — — — — 18.7 25 — 78.2 74.8 68 34 27 — 53 26 21 — 22.4 30 — 92 88 80 40 32 — 63 32 26 — 29.8 40 — 120 114 104 52 41 — 93 41 33 — 37.3 50 — 150 143 130 65 52 — 104 52 42 — 44.8 60 — 177 169 154 77 62 16 123 61 49 12 56 75 — 221 211 192 96 77 20 155 78 62 15 75 100 — 285 273 248 124 99 26 202 101 81 20 93 125 — 359 343 312 156 125 31 253 126 101 25 112 150 — 414 396 360 180 144 37 302 151 121 30 150 200 — 552 528 480 240 192 49 400 201 161 40 187 250 — 302 242 60 — — — — 224 300 — — — — 361 289 72 — — — — 261 350 — — — — 414 336 83 — — — — 298 400 — — — — 477 382 95 — — — — 336 450 — — — — 515 412 103 — — — — 373 500 — — — — 590 472 118 — — — — *Para factores de potencia de 90 por ciento y 80 por ciento, las cifras anteriores se deben multiplicar respectivamente por 1.10 y 1.25 Fuente: NOM-001-SEDE 101 Tabla 4.21 Número máximo de conductores compactos en tubería metálica eléctrica (EMT) Conductores compactos Tipo THW THW-2 THHW THHN THWN THWN2 Tamaño o designación Designación métrica (Tamaño comercial) mm2 AWG ó kcmil 16 21 27 35 41 53 63 78 91 103 (½) (¾) (1) (1¼) (1½) (2) (2½) (3) (3½) (4) 8.37 8 2 4 6 11 16 26 46 69 90 115 13.3 6 1 3 5 9 12 20 35 53 70 89 21.2 4 1 2 4 6 9 15 26 40 52 67 26.7 2 1 1 3 5 7 11 19 29 38 49 42.4 1 1 1 1 3 4 8 13 21 27 34 53.5 1/0 1 1 1 3 4 7 12 18 23 30 67.4 2/0 0 1 1 2 3 5 10 15 20 25 85.0 3/0 0 1 1 1 3 5 8 13 17 21 107 4/0 0 1 1 1 2 4 7 11 14 18 127 250 0 0 1 1 1 3 5 8 11 14 152 300 0 0 1 1 1 3 5 7 9 12 177 350 0 0 1 1 1 2 4 6 8 11 203 400 0 0 0 1 1 1 4 6 8 10 253 500 0 0 0 1 1 1 3 5 6 8 304 600 0 0 0 1 1 1 2 4 5 7 355 700 0 0 0 1 1 1 2 3 4 6 380 750 0 0 0 0 1 1 1 3 4 5 456 900 0 0 0 0 1 1 2 3 4 5 507 1 000 0 0 0 0 1 1 1 2 3 4 8.37 8 - - - - - - - - - - 13.3 6 2 4 7 13 18 29 52 78 102 130 21.2 4 1 3 4 8 11 18 32 48 63 81 26.7 2 1 1 3 6 8 13 23 34 45 58 42.4 1 1 1 2 4 6 10 17 26 34 43 53.5 1/0 1 1 1 3 5 8 14 22 29 37 67.4 2/0 1 1 1 3 4 7 12 18 24 30 85.0 3/0 0 1 1 2 3 6 10 15 20 25 107 4/0 0 1 1 1 3 5 8 12 16 21 127 250 0 1 1 1 1 4 6 10 13 16 152 300 0 0 1 1 1 3 5 8 11 14 177 350 0 0 1 1 1 3 5 7 10 12 203 400 0 0 1 1 1 2 4 6 9 11 253 500 0 0 0 1 1 1 4 5 7 9 304 600 0 0 0 1 1 1 3 4 6 7 355 700 0 0 0 1 1 1 2 4 5 7 380 750 0 0 0 1 1 1 2 4 5 6 456 900 0 0 0 0 1 1 2 3 4 5 507 1 000 0 0 0 0 1 1 1 3 3 4 102 Tabla 4.21 Número máximo de conductores compactos en tubería metálica eléctrica (EMT) (continuación) Conductores compactos Tipo Tamaño o designación mm2 XHHW XHHW-2 XHHW XHHW-2 AWG ó kcmil Designación métrica (Tamaño comercial) 16 21 27 35 41 53 63 78 91 103 (½) (¾) (1) (1¼) (1½) (2) (2½) (3) (3½) (4) 8.37 8 3 5 8 15 20 34 59 90 117 149 13.3 6 1 4 6 11 15 25 44 66 87 111 21.2 4 1 3 4 8 11 18 32 48 63 81 26.7 2 1 1 3 6 8 13 23 34 45 58 42.4 1 1 1 2 4 6 10 17 26 34 43 53.5 1/0 1 1 1 3 5 8 14 22 29 37 67.4 2/0 1 1 1 3 4 7 12 18 24 31 85.0 3/0 0 1 1 2 3 6 10 15 20 25 107 4/0 0 1 1 1 3 5 8 13 17 21 127 250 0 1 1 1 2 4 7 10 13 17 152 300 0 0 1 1 1 3 6 9 11 14 177 350 0 0 1 1 1 3 5 8 10 13 203 400 0 0 1 1 1 2 4 7 9 11 253 500 0 0 0 1 1 1 4 6 7 9 304 600 0 0 0 1 1 1 3 4 6 8 355 700 0 0 0 1 1 1 2 4 5 7 380 750 0 0 0 1 1 1 2 3 5 6 456 900 0 0 0 0 1 1 2 3 4 5 507 1 000 0 0 0 0 1 1 1 3 4 5 Definición: El trenzado compacto es el resultado de un proceso de fabricación, en el cual un conductor aprobado se comprime hasta que prácticamente se eliminan los intersticios (espacios entre los hilos trenzados) Fuente: NOM-001-SEDE 103 Tabla 4.22 Letras de código de indicación para rotor bloqueado Letra código Kilovolts amperes por caballo de fuerza con el rotor bloqueado A 0 – 3.14 B 3.15 – 3.54 C 3.55 – 3.99 D 4.0 – 4.49 E 4.50 – 4.99 F 5.0 – 5.59 G 5.60 – 6.29 H 6.30 – 7.09 J 7.10 – 7.99 K 8.0 – 8.99 L 9.0 – 9.99 M 10.0 – 11.19 N 11.20 – 12.49 P 12.50 – 13.99 R 14.0 – 15.99 S 16.0 – 17.99 T 18.0 – 19.99 U 20.0 – 22.39 V 22.40 en adelante Fuente: NOM-001-SEDE 104 105 0.328 0.270 0.214 0.159 0.105 0.052 0.000 0.68 0.70 0.72 0.74 0.76 0.78 0.80 0.026 0.078 0.131 0.185 0.240 0.296 0.354 0.414 0.474 0.542 0.609 0.681 0.756 Fuente: IEEE-STD-141 0.98 0.96 0.94 0.92 0.90 0.88 0.86 0.84 0.82 0.451 0.388 0.62 0.66 0.516 0.60 0.64 0.655 0.583 0.58 0.730 0.56 0.835 0.919 0.893 0.809 0.52 0.54 1.008 0.982 0.50 0.81 0.80 FP original 0.078 0.026 0.000 0.130 0.183 0.237 0.292 0.348 0.406 0.466 0.529 0.594 0.661 0.733 0.808 0.887 0.971 1.060 0.83 0.052 0.104 0.157 0.211 0.266 0.322 0.308 0.440 0.503 0.568 0.635 0.707 0.782 0.861 0.945 1.34 0.82 0.000 0.052 0.104 0.156 0.209 0.263 0.318 0.374 0.432 0.492 0.555 0.620 0.687 0.759 0.834 0.913 0.997 1.066 0.84 0.026 0.078 0.130 0.182 0.235 0.289 0.344 0.400 0.458 0.518 0.581 0.646 0.713 0.785 0.860 0.939 1.023 1.112 0.85 0.000 0.053 0.105 0.157 0.209 0.262 0.316 0.371 0.427 0.485 0.545 0.608 0.673 0.740 0.812 0.887 0.966 1.050 1.139 0.86 0.026 0.079 0.131 0.183 0.235 0.288 0.342 0.397 0.453 0.511 0.571 0.634 0.699 0.766 0.838 0.913 0.992 1.076 1.165 0.87 0.000 0.053 0.106 0.158 0.210 0.262 0.315 0.369 0.424 0.480 0.538 0.598 0.661 0.726 0.793 0.865 0.940 1.019 1.103 1.192 0.88 0.028 0.081 0.134 0.186 0.238 0.290 0.343 0.397 0.452 0.508 0.566 0.626 0.689 0.754 0.821 0.893 0.936 1.047 1.131 1.220 0.89 0.000 0.056 0.109 0.162 0.214 0.226 0.318 0.371 0.425 0.480 0.536 0.594 0.654 0.717 0.782 0.849 0.921 0.996 1.075 1.159 1.248 0.90 0.028 0.084 0.137 0.190 0.242 0.294 0.346 0.399 0.453 0.508 0.564 0.622 0.682 0.745 0.810 0.877 0.949 1.024 1.103 1.187 1.276 0.91 0.000 0.058 0.114 0.167 0.220 0.272 0.324 0.376 0.429 0.483 0.538 0.594 0.652 0.712 0.775 0.840 0.907 0.979 1.054 1.113 1.217 1.306 0.92 Factor de potencia corregido ( FP) 0.031 0.089 0.145 0.198 0.251 0.303 0.355 0.407 0.460 0.514 0.569 0.625 0.683 0.743 0.806 0.871 0.938 1.010 1.085 1.164 1.248 1.337 0.93 0.097 0.034 0.000 0.155 0.211 0.264 0.317 0.369 0.421 0.473 0.526 0.580 0.635 0.691 0.749 0.809 0.872 0.937 1.004 1.076 1.151 1.230 1.314 1.403 0.95 0.063 0.121 0.177 0.230 0.283 0.335 0.387 0.439 0.492 0.546 0.601 0.657 0.715 0.775 0.838 0.903 0.970 1.042 1.117 1.196 1.280 1.369 0.94 Tabla 4.23 Impedancia por metro y ángulo para conductores de baja tensión (Tabla de kVAR para mejorar el factor de potencia) 0.000 0.071 0.134 0.192 0.248 0.301 0.354 0.406 0.458 0.510 0.563 0.617 0.672 0.728 0.786 0.846 0.909 0.974 1.041 1.113 1.188 1.267 1.351 1.440 0.96 0.041 0.12 0.175 0.233 0.289 0.342 0.395 0.447 0.499 0.551 0.604 0.658 0.713 0.769 0.827 0.887 0.950 1.015 1.082 1.154 1.229 1.308 1.392 1.481 0.97 0.089 0.160 0.223 0.281 0.337 0.390 0.443 0.495 0.547 0.599 0.652 0.706 0.761 0.817 0.875 0.935 0.998 1.063 1.130 1.201 1.277 1.356 1.440 1.529 0.98 0.149 0.220 0.283 0.341 0.397 0.450 0.503 0.555 0.609 0.659 0.712 0.706 0.761 0.877 0.935 0.995 1.068 1.123 1.190 1.262 1.337 1.416 1.500 1.589 0.99 0.292 0.363 0.426 0.484 0.540 0.59 0.646 0.698 0.750 0.802 0.855 0.909 0.964 1.020 1.078 1.138 1.201 1.266 1.333 1.405 1.480 1.559 1.643 1.732 1.0 Tabla 4.24 Impedancia por metro y ángulo para conductores de baja tensión 3 cables de 600 v, unipolares en un ducto magnético 3 cables de 600 v, unipolares en un ducto magnético Calibre AWG ó KCM Z (ohm/m) θ (grados) Calibre AWG ó KCM Z (ohm/m) θ (grados) 8 .00267 4.92 8 .00267 4.02 6 .00169 7.99 6 .00168 6.2 4 .001073 10.99 4 .001067 9 2 .00069 15.87 2 .000679 12.62 1/0 .000456 22.95 1/0 .00044 18.6 2/0 .000377 27.51 2/0 .000361 23.34 3/0 .000314 32.83 3/0 .000286 28.42 4/0 .000266 37.8 4/0 .000245 32.19 250 .000243 41.93 250 .00022 36.15 300 .000222 46.73 300 .000197 41.16 350 .000202 52.22 350 .000176 46.64 400 .000199 54.02 400 .000171 48.88 500 .000181 57.75 500 .000152 53.5 106 107 186.500 223.800 250 300 750 522.2 149.200 700 111.900 150 200 484.9 93.250 125 447.600 74.600 100 650 0.86 55.950 75 600 0.87 44.760 60 410.300 0.85 37.300 50 373.000 0.81 29.840 550 0.83 22.380 30 40 500 0.82 14.920 18.650 20 25 335.700 0.82 7.460 11.190 10 15 450 0.82 0.82 5.595 261.100 0.79 0.77 3.730 5 7.5 298.400 0.76 0.75 1.492 2.238 2 3 350 0.75 1.119 400 0.69 0.746 1 1.5 0.86 0.86 0.84 0.88 0.88 0.88 0.85 0.83 0.81 0.83 0.82 0.68 0.72 50% 0.90 0.90 0.89 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.89 0.87 0.88 0.87 0.90 0.88 0.88 0.87 0.87 0.87 0.87 0.87 0.85 0.87 0.84 0.85 0.84 0.79 0.82 0.79 75% 0.91 0.91 0.90 0.91 0.91 0.91 0.91 0.91 0.90 0.89 0.90 0.89 0.91 0.90 0.90 0.89 0.89 0.89 0.89 0.89 0.88 0.90 0.88 0.89 0.88 0.84 0.86 0.84 100% 0.70 0.71 0.71 0.74 0.73 0.78 0.74 0.77 0.77 0.78 0.75 0.74 0.74 0.78 0.73 0.75 0.66 0.67 0.70 0.70 0.68 0.68 0.66 0.67 0.62 0.61 0.66 0.62 0.60 50% 0.80 0.81 0.81 0.82 0.82 0.85 0.82 0.84 0.84 0.85 0.83 0.82 0.82 0.86 0.82 0.83 0.77 0.78 0.79 0.80 0.79 0.78 0.77 0.78 0.74 0.73 0.78 0.74 0.72 75% 0.85 0.85 0.85 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.87 0.87 0.86 0.85 0.85 0.89 0.86 0.87 0.83 0.83 0.84 0.84 0.84 0.83 0.83 0.84 0.80 0.79 0.84 0.81 0.79 100% 4 Polos 1.800 r/min. 460 V. 60 Hz 2 Polos 3.600 r/min. 460 V. 60 Hz kW h.p. Capacidad 6 Polos 0.63 0.63 0.66 0.67 0.67 0.67 0.69 0.68 0.68 0.67 0.70 0.68 0.74 0.74 0.74 0.73 0.65 0.65 0.70 0.69 0.63 0.63 0.58 0.50 0.46 0.45 0.45 50% 0.74 0.74 0.76 0.77 0.77 0.77 0.78 0.77 0.79 0.78 0.79 0.78 0.83 0.82 0.83 0.82 0.77 0.77 0.80 0.80 0.74 0.74 0.70 0.63 0.58 0.56 0.57 75% 0.79 0.79 0.80 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.83 0.82 0.83 0.82 0.86 0.86 0.86 0.86 0.83 0.82 0.85 0.84 0.80 0.80 0.76 0.70 0.66 0.66 0.66 100% 1.200 r/min. 460 V. 60 Hz Factor de potencia Tabla 4.25 Efectos de las variaciones de tensión sobre el FP en motores de 2 polos=3600 r/min,60 h 8 Polos 0.60 0.62 0.64 0.66 0.66 0.65 0.64 0.64 0.63 0.64 0.68 0.68 0.66 0.63 0.51 0.54 0.62 0.61 0.50 0.49 0.50 0.45 0.43 0.32 50% 0.72 0.73 0.75 0.77 0.76 0.75 0.74 0.74 0.74 0.74 0.78 0.78 0.76 0.74 0.64 0.66 0.73 0.72 0.63 0.62 0.63 0.55 0.54 0.42 75% 0.78 0.79 0.8 0.81 0.81 0.80 0.79 0.79 0.79 0.79 0.83 0.83 0.81 0.80 0.71 0.73 0.79 0.78 0.71 0.70 0.71 0.65 0.62 0.52 100% 900 r/min. 460 V. 60 Hz Tabla 4.26 Valores máximos de corriente de arranque en amperes de motores trifásicos, de inducción, jaula de ardilla 220 volts nominal Potencia kW h.p. 0.187 ¼ Corriente (amperes) Letra de diseño 15 B, D 0.249 ½ 17 B, D 0.373 ½ 21 B,D 0.56 ¾ 26 B,D 0.746 1 31 B,D 1.119 1½ 42 B,D 1.492 2 52 B,D 2.238 3 67 B,C,D 3.73 5 96 B,C,D 5.6 7½ 133 B,C,D 7.46 10 169 B,C,D 11.19 15 242 B,C,D 14.92 20 303 B,C,D 18.65 25 382 B,C,D 22.38 30 455 B,C,D 29.84 40 606 B,C,D 37.3 50 758 B,C,D 44.76 60 909 B,C,D 55.95 75 1 134 B,C,D 74.6 100 1 516 B,C,D 93.25 125 1 897 B,C,D 111.9 150 2 269 B,C,D 149.2 200 3 032 B,C 186.5 250 3 316 B 223.8 300 4 600 B 261.1 350 5 332 B 298.4 400 6 064 B 335.7 450 6 796 B 373 500 7 579 B 108 109 0.328 0.270 0.214 0.159 0.105 0.052 0.000 0.66 0.68 0.70 0.72 0.74 0.76 0.78 0.80 0.026 0.078 0.131 0.185 0.240 0.296 0.354 0.414 0.474 0.542 0.609 0.681 0.756 0.835 0.919 1.008 0.81 Fuente: IEEE-STD-141 0.98 0.96 0.94 0.92 0.90 0.88 0.86 0.84 0.82 0.451 0.388 0.64 0.516 0.62 0.730 0.56 0.655 0.809 0.54 0.583 0.893 0.52 0.60 0.982 0.50 0.58 0.80 FP original 0.000 0.052 0.104 0.157 0.211 0.266 0.322 0.308 0.440 0.503 0.568 0.635 0.707 0.782 0.861 0.945 1.34 0.82 0.026 0.078 0.130 0.183 0.237 0.292 0.348 0.406 0.466 0.529 0.594 0.661 0.733 0.808 0.887 0.971 1.060 0.83 0.000 0.052 0.104 0.156 0.209 0.263 0.318 0.374 0.432 0.492 0.555 0.620 0.687 0.759 0.834 0.913 0.997 1.066 0.84 0.026 0.078 0.130 0.182 0.235 0.289 0.344 0.400 0.458 0.518 0.581 0.646 0.713 0.785 0.860 0.939 1.023 1.112 0.85 0.000 0.053 0.105 0.157 0.209 0.262 0.316 0.371 0.427 0.485 0.545 0.608 0.673 0.740 0.812 0.887 0.966 1.050 1.139 0.86 Tabla 4.27 Tabla de kVAR para mejorar el factor de potencia 0.026 0.079 0.131 0.183 0.235 0.288 0.342 0.397 0.453 0.511 0.571 0.634 0.699 0.766 0.838 0.913 0.992 1.076 1.165 0.87 0.000 0.053 0.106 0.158 0.210 0.262 0.315 0.369 0.424 0.480 0.538 0.598 0.661 0.726 0.793 0.865 0.940 1.019 1.103 1.192 0.88 0.028 0.081 0.134 0.186 0.238 0.290 0.343 0.397 0.452 0.508 0.566 0.626 0.689 0.754 0.821 0.893 0.936 1.047 1.131 1.220 0.89 0.000 0.056 0.109 0.162 0.214 0.226 0.318 0.371 0.425 0.480 0.536 0.594 0.654 0.717 0.782 0.849 0.921 0.996 1.075 1.159 1.248 0.90 0.028 0.084 0.137 0.190 0.242 0.294 0.346 0.399 0.453 0.508 0.564 0.622 0.682 0.745 0.810 0.877 0.949 1.024 1.103 1.187 1.276 0.91 0.000 0.058 0.114 0.167 0.220 0.272 0.324 0.376 0.429 0.483 0.538 0.594 0.652 0.712 0.775 0.840 0.907 0.979 1.054 1.113 1.217 1.306 0.92 Factor de potencia corregido ( FP) 0.031 0.089 0.145 0.198 0.251 0.303 0.355 0.407 0.460 0.514 0.569 0.625 0.683 0.743 0.806 0.871 0.938 1.010 1.085 1.164 1.248 1.337 0.93 0.097 0.034 0.000 0.155 0.211 0.264 0.317 0.369 0.421 0.473 0.526 0.580 0.635 0.691 0.749 0.809 0.872 0.937 1.004 1.076 1.151 1.230 1.314 1.403 0.95 0.063 0.121 0.177 0.230 0.283 0.335 0.387 0.439 0.492 0.546 0.601 0.657 0.715 0.775 0.838 0.903 0.970 1.042 1.117 1.196 1.280 1.369 0.94 0.000 0.071 0.134 0.192 0.248 0.301 0.354 0.406 0.458 0.510 0.563 0.617 0.672 0.728 0.786 0.846 0.909 0.974 1.041 1.113 1.188 1.267 1.351 1.440 0.96 0.041 0.12 0.175 0.233 0.289 0.342 0.395 0.447 0.499 0.551 0.604 0.658 0.713 0.769 0.827 0.887 0.950 1.015 1.082 1.154 1.229 1.308 1.392 1.481 0.97 0.089 0.160 0.223 0.281 0.337 0.390 0.443 0.495 0.547 0.599 0.652 0.706 0.761 0.817 0.875 0.935 0.998 1.063 1.130 1.201 1.277 1.356 1.440 1.529 0.98 0.149 0.220 0.283 0.341 0.397 0.450 0.503 0.555 0.609 0.659 0.712 0.706 0.761 0.877 0.935 0.995 1.068 1.123 1.190 1.262 1.337 1.416 1.500 1.589 0.99 0.292 0.363 0.426 0.484 0.540 0.59 0.646 0.698 0.750 0.802 0.855 0.909 0.964 1.020 1.078 1.138 1.201 1.266 1.333 1.405 1.480 1.559 1.643 1.732 1.0 Tabla 4.28 Aspectos generales para especificación de reactores Proyecto: No. de proyecto: Lugar: Fecha: Calculó: Rev.: Claves: Aprobó: Condiciones de operación Condiciones ambientales: Temperatura ambiente promedio (º C): Altitud operación (msnm): Humedad relativa (%): Características generales Tipo: Servicio: Con enfriamiento: Fases: Construcción: kV nominal: kV diseño: Arreglo: Aivel básico de impulso (NBI): Clase de aislamiento: kV cresta: Localización de terminales (Grados geométricos): Material devanados Sobre elevación de temperatura: Zapatas: Características específicas Reactancia (1/f): Corriente nominal (A) Caída de tensión (V) Potencia nominal (kVA): Máxima potencia transferible (MVA) Observaciones: 110 Tabla 4.29 Valores por reactores Impedancia (ohms) Tensión del sistema (kv) Corriente nominal (amperes) 0.10 2.4 100 0.0125 4.16 125 0.016 7.2 160 0.020 12.0 200 0.025 13.2 250 0.031 14.4 315 0.040 23.0 400 0.050 27.6 500 0.063 34.5 630 0.080 46.0 800 0.100 69.0 1 000 0.125 115.0 1 250 0.160 138.0 1 600 0.200 161.0 2 000 0.250 230.0 2 500 0.315 3 150 0.400 4 000 0.500 5 000 0.630 6 300 0.800 8 000 Notas: 1.- Los valores de todas las columnas pueden interrelacionarse 2.- Para valores diferentes a los de esta tabla consultar al fabricante ya que estos varían dependiendo del tipo de protección a usar (tabla representativa para ejemplo). Tabla 4.30 Rangos de la relación x/r para sistemas equivalentes en instalaciones típicas Tipo de circuito Rango 1 Máquinas síncronas conectadas directamente al bus o a través de reactores 40-120 2 IDEM al anterior pero a través de transformadores de 100 MVA y mayores 40-60 3 IDEM al anterior pero a través de transformadores de 25 a100 MVA 30-50 4 IDEM al anterior pero a través de transformadores de 100 MVA ó más donde el trasformador aporta el 90 % ó más del total de la impedancia equivalente a el punto de falla 15-40 5 IDEM al anterior pero a través de transformadores de 10 a 100 MVA 6 Máquinas sincronas remotas conectadas a través de otros tipos de circuitos, como son trasformadores de 10 MVA ó menores, líneas de transmisión, fuentes de distribución, etc Fuente: ANSI C57-16 111 15-40 150 menos 5 Ca na l i z ac ion e s e l éc t r ic a s 5.1. I n t roduc c ión ANCE y NMX-J-536), se pueden emplear en instalaciones visibles u ocultas, ya sea embebi- La finalidad de este capítulo es la de proporcio- do en concreto o embutido en mampostería en nar los elementos necesarios para la selección de cualquier tipo de edificios y bajo cualquier con- las canalizaciones eléctricas adecuadas y nece- dición atmosférica. También se pueden usar di- sarias para una instalación eléctrica, conforme a rectamente enterrados recubiertos externamen- las condiciones impuestas por el proyecto. te para satisfacer condiciones más severas. 5.2. El tubo conduit metálico rígido ligero, es per- Tipos de canalizaciones9 mitido en instalaciones ocultas o visibles ya sea embebido en concreto o embutido en mampos- Existen diferentes tipos de canalizaciones, las tería en lugares de ambiente seco no expuestos cuales se clasifican dependiendo de su construc- a humedad o ambiente corrosivo. No se reco- ción y su instalación. mienda en lugares que durante su instalación o después de ésta, esté expuesto a daño mecánico. También se debe usar directamente enterrado o 5.2.1. Por su construcción en lugares húmedos o mojados, así como en lugares clasificados como peligrosos. 5.2.1.1. Tubo conduit metálico rígido 5.2.1.2. Charolas Los tubos conduit metálicos pueden ser de aluminio, acero o aleaciones especiales, los tubos de acero a su vez se fabrican en los tipos pesa- También conocidas como soportería para ca- do, semipesado y ligero, distinguiéndose uno de bles, se fabrican de acero galvanizado y alumi- otro por el espesor de la pared. nio, para lugares con un alto grado de corrosión se utiliza un material plástico, son fabricadas de Los tubos rígidos (metálicos) del tipo p tipo de canal ventilado y de escalera. Pesado y semipesado (para espesores de tubería, En las charolas se pueden transportar cables de ver normas NMX-J-534-ANCE, NMX-J-535- fuerza, alumbrado, control y señalización; los lo- 9 NOM-SEDE-001 113 cales en que se instale este sistema no deben con- 5.2.2. Por su instalación tener materiales combustibles ni cantidades apreciables de polvos o sólidos suspendidos en el aire. Las canalizaciones se clasifican en: 1. Visibles. Las instalaciones visibles son 5.2.1.3. Ductos aquellas que se encuentran expuestas a las condiciones que imperan en el medio Los ductos son otros medios de canalización ambiente. Se pueden utilizar para estas de conductores eléctricos que se usan sólo en instalaciones el tubo conduit metálico las instalaciones eléctricas visibles debido a pesado, semipesado, ligero (éste último que no se pueden montar embutidos en pared no puede ser usado en lugares húmedos o dentro de losas de concreto, se fabrican de o donde pueda sufrir daño), las charolas canales de lámina de acero de sección cuadrada o y los ductos. rectangular con tapas atornilladas y su aplicación 2. Subterráneas. Las instalaciones subte- se encuentra en instalaciones industriales y rráneas son las que por la necesidad del laboratorios. Las canalizaciones metálicas deben proyecto deben ir bajo tierra, utilizando ir puestas a tierra. para esto tubo conduit metálico pesado y semipesado que pueden ir en banco de Canalizaciones y envolventes de acometida Las envolventes y canalizaciones metálicas tuberías construido de concreto. 5. 3. Fac t or de r e l l e no 10 para los conductores y equipo de acometida se deben conectar al conductor puesto a tierra del sistema si el sistema eléctrico está puesto a 5.3.1. Tubería tierra, o al conductor del electrodo de puesta a tierra para sistemas eléctricos que no están El área de la sección transversal interior de la puestos a tierra. tubería, que puede ser ocupada por los conductores debe ser igual o mayor a la especificada en Excepción: No se exigirá que un codo metálico la norma relativa a instalaciones destinadas al usado en una instalación subterránea de tubo suministro y uso de la energía eléctrica, indica- conduit no metálico pesado y que está aislado dos en el libro de Mapas Instalación de equipos de posibles contactos por una cubierta de cuan- electromecánico, tema instalación de canaliza- do menos 45 centímetros, esté conectado al ciones, tabla de dimensiones y porcentaje dis- conductor puesto a tierra del sistema o al con- ponible para los conductores del área del tubo ductor del electrodo de puesta a tierra. conduit. 10 114 NOM-SEDE-001 5.3.2. Charolas los cables no debe exceder el ancho de la charola, para mayor información revisar la Tabla 5.1. Cuando todos los cables son de sección transversal de 107.2 mm2 (4/0 AWG) y mayores, la suma Cuando se tengan cable de sección transversal de los diámetros de los cables no debe exceder del menores de 107.2 mm2 (4/0 AWG) o combina- 90 por ciento de la ocupación de la charola y los ciones de cables de diferentes secciones trans- cables deben instalarse en una sola capa, esto es versales con cables de 107.2 mm2 (4/0 AWG), cuando la charola es de tipo fondo sólido, cuando dependiendo del tipo se puede calcular confor- es del tipo escalera la suma de los diámetros de me a la Tabla 5.1. Tabla 5.1 Área de ocupación permisible para cables de un solo conductor en charolas portacables de tipo escalera, fondo ventilado o malla ventilada para cables de 2 000 volts o menos Ancho interior de la charola portacables Centímetros 5 10 15 20 22.5 30 40 45 50 60 75 90 Área de ocupación máxima permisible para cables multiconductores charolas portacables tipo escalera o fondo ventilado Columna 1 Columna 2 mm 1 400 2 800 4 200 5 600 6 100 8 400 11 200 12 600 14 000 16 800 21 000 25 200 mm2 1 400 - (28 Sd) 2 800 - (28 Sd) 4 200 - (28 Sd) 5 600 - (28 Sd) 6 100 - (28 Sd) 8 400 - (28 Sd) 11 200 - (28 Sd) 12 600 - (28 Sd) 14 000 - (28 Sd) 16 800 - (28 Sd) 21 000 - (28 Sd) 25 200 - (28 Sd) 2 Se deben calcular las áreas de ocupación máxima permisible de las columnas 2 . Por ejemplo, la ocupación máxima permisible, en milímetros cuadrados, para una charola portacables de 15 centímetros de ancho en la columna 2, debe ser 4 200 menos (28 multiplicado por Sd). El término Sd de las columnas 2 es la suma de los diámetros, en milímetros, de todos los cables individuales de 507 mm2 y más mayores instalados en la misma charola con cables más pequeños. Fuente: NOM-001-SEDE 115 5.3.3. Ducto metálico a) Todas las condiciones atmosféricas y lugares. Se permitirá el uso del tubo conduit me- La suma de las áreas de las secciones transversales tálico semipesado (IMC) en todas las con- de los conductores contenidos en cualquier sección diciones atmosféricas y en todos los lugares transversal de un ducto, no debe ser mayor del 20 b) Ambientes corrosivos. Se permitirá ins- por ciento de la sección transversal de dicho ducto. talar el tubo conduit metálico semipesado (IMC), codos, coples y accesorios en Se puede contener en el ducto 30 conductores el concreto, en contacto directo con la como máximo, siempre que la suma de las áreas tierra, o en áreas sometidas a condicio- no exceda el 20 por ciento del área transversal nes corrosivas fuertes, si están protegi- del ducto. dos contra la corrosión y se juzgan adecuados para esas condiciones 5.4. Ba nc o de T u be r í a s 11 c) Con relleno de cascajo. Se permitirá instalar tubo conduit metálico semipesado En instalación subterránea generalmente se (IMC) en relleno de cascajo o debajo de utilizan bancos de tuberías para proteger a las él, donde esté sujeto a humedad perma- tuberías de cualquier agente extraño. General- nente, si está protegido por todos los la- mente, se componen de tubería conduit metáli- dos por una capa de concreto sin cascajo co tipo pesado, semipesado y tubo de PVC. de espesor no menor a 5 centímetros; si el tubo conduit no está a menos de 45 centímetros bajo el relleno; o si está pro- 5.4.1. Número de tuberías tegido contra la corrosión y se juzga adecuado para esas condiciones Existen muchas variantes en los arreglos de ban- d) Lugares mojados. Todos los soportes, cos de ductos, siendo éstos de 20 y 12 tuberías pernos, abrazaderas, tornillos, etcétera, como máximo utilizando diámetros de tubería deben ser de material resistente a la corro- desde el 19mm f hasta 101mm f como máximo. sión o deben estar protegidos por materiales resistentes a la corrosión En los bancos de ductos, se debe dejar como mínimo el 30 por ciento de tubos futuros del mis- Escariado y roscado. Todos los extremos cortados mo diámetro que los tubos de diámetro mayor del tubo conduit se deben escariar o acabar de una utilizados en el banco. forma adecuada para eliminar los bordes ásperos. Cuando el tubo conduit se rosque en obra, se debe utilizar una tarraja estándar con conicidad de 1 en 5.4.2. Usos permitidos 16 (¾ de pulgada por pie). Tubo conduit metálico semipesado Tipo IMC. Pasacables. Cuando el tubo conduit entre en una caja, accesorio u otro envolvente, se debe instalar 11 un pasacables que proteja el cable de la abrasión, Fuente: NOM-SEDE-001 116 a menos que la caja, accesorio, gabinete o envol- solamente en interiores y en ocupa- vente esté diseñado para brindar dicha protección. ciones no sometidas a influencias corrosivas fuertes Marcado. Cada tramo debe ir marcado de ma- b) Ambientes corrosivos nera clara y duradera al menos cada 1.50 metros 1. Tubo conduit metálico pesado (RMC) con las letras IMC. de acero galvanizado, acero inoxidable y bronce, y codos, coples y acceso- Longitud. La longitud de un tramo de tubo con- rios. Se permitirá instalar tubo con- duit metálico semipesado (IMC) debe ser de 3.00 duit metálico pesado (RMC) de acero metros, incluido un cople, y cada extremo debe galvanizado, acero inoxidable y latón estar roscado. Se permitirán longitudes mayores rojo, y codos, coples y accesorios en o menores, con cople o sin él, y roscadas o no. concreto, en contacto directo con la tierra o en áreas expuestas a influen- Tubo conduit metálico pesado tipo RMC cias corrosivas fuertes, si están prote- a) Condiciones atmosféricas y ocupaciones gidos contra la corrosión y se juzgue 1. Tubo conduit metálico pesado de adecuado para esa condición acero galvanizado (RMC) y de ace- 2. Protección complementaria del tubo ro inoxidable. Se permitirá el uso conduit metálico pesado (RMC) de de tubo conduit metálico pesado de aluminio. El tubo conduit metálico acero galvanizado (RMC) y de acero pesado (RMC) de aluminio debe te- inoxidable en todas las condiciones ner protección complementaria apro- atmosféricas e inmuebles bada contra la corrosión cuando está 2. Tubo conduit metálico pesado embebido en concreto o en contacto (RMC) de latón rojo. Se permitirá directo con la tierra instalar tubo conduit metálico pesa- c) Relleno de cascajo. Se permitirá instalar do (RMC) de latón rojo para ente- el tubo conduit metálico pesado de acero rrarlo directamente y en aplicaciones galvanizado, acero inoxidable y latón rojo en piscinas (RMC) en relleno de cascajo o debajo de 3. Tubo conduit metálico pesado (RMC) él, donde esté sometido permanente a la de aluminio. Se permitirá instalar humedad, cuando esté protegido por to- tubo conduit metálico pesado (RMC) dos sus lados por una capa de concreto de aluminio cuando se considere ade- sin ceniza no menor a 5 centímetros de cuado para el entorno. El tubo conduit espesor, cuando el tubo conduit esté a no de aluminio rígido (RMC) encerrado menos de 45 centímetros bajo el relleno, o en concreto o en contacto directo con cuando esté protegido contra la corrosión y la tierra debe tener protección com- se juzgue adecuado para esa condición plementaria contra la corrosión d) Lugares mojados. Todos los soportes, per- 4. Canalizaciones y accesorios ferrosos. nos, abrazaderas, tornillos, etc. deben ser Se permitirán canalizaciones y acce- de material resistente a la corrosión o de- sorios ferrosos protegidos contra la ben estar protegidos por un material resis- corrosión únicamente con esmalte, tente a la corrosión 117 Nota importante: cados, esté soportado y fijo firmemente En los proyectos eléctricos se deberá seleccionar la metalurgia adecuada para canalizaciones y accesorios en función de la clasificación de área, lo cual deberá especificarse en el proyecto. vertical y no haya disponibles otros me- en la parte superior e inferior del tramo dios de soporte intermedio 4. Se permitirán tramos horizontales de tubo conduit metálico semipesado (IMC) soportados en aberturas a través de elementos estructurales, a intervalos 5.4.3. Soportería no mayores a 3.00 metros y asegurados firmemente a una distancia no mayor a El tubo conduit metálico semipesado (IMC) 90 centímetros de los puntos de termi- se debe soportar de acuerdo con uno de los si- nación guientes métodos: El tubo conduit metálico pesado (RMC) se debe 1. El tubo conduit se debe soportar a intervalos no mayores de 3.00 metros soportar de acuerdo con uno de los siguientes métodos: 2. La distancia entre soportes para tramos rectos de tubo conduit se permitirá 1. El tubo conduit se debe soportar a inter- de acuerdo con la Tabla 5.2, siempre y valos de máximo 3.00 metros cuando el tubo conduit tenga coples ros- 2. La distancia entre soportes para tra- cados, y los soportes eviten la transmi- mos rectos de tubo conduit se permitirá sión de esfuerzos a la terminación cuan- de acuerdo con la Tabla 5.2, siempre y do hay una deflexión entre los soportes cuando el tubo conduit tenga coples ros- 3. Se permitirá que los tramos verticales cados, y éstos eviten la transmisión de visibles desde maquinaria industrial o esfuerzos a la terminación cuando hay equipo fijo estén soportados a intervalos una deflexión entre los soportes no mayores de 6.00 metros, siempre y 3. Se permitirá que los tramos verticales cuando el tubo conduit tenga coples ros- visibles desde maquinaria industrial o Tabla 5.2 Soportes para tubo conduit metálico pesado Tamaño del conduit Designación métrica 16-21 27 35-41 53-63 78 y mayor Tamaño comercial ½-¾ 1 1¼ - 1½ 2 - 2½ 3 y mayor Fuente: NOM-001-SEDE 118 Distancia máxima entre los soportes del tubo conduit metálico pesado Metros 3 3.7 4.3 4.9 6.1 5.4.4. Profundidad equipo fijo estén soportados a intervalos no mayores de 6.00 metros, siempre y cuando el tubo conduit tenga coples La Tabla 5.3 indica la profundidad mínima a la roscados, esté soportado firmemente en que deben instalarse los bancos de ductos, siem- los extremos y no haya disponibles otros pre que se cumplan los requisitos de instalación. medios de soporte intermedio 4. Se permitirá que los tramos verticales Cuando se instalen cables para diferentes tensio- visibles desde maquinaria industrial o nes en un mismo banco de tuberías, los cables de equipo fijo estén soportados a interva- mayor tensión deben estar a mayor profundidad. los no mayores de 6.00 metros, siempre Las canalizaciones subterráneas no deben ins- y cuando el tubo conduit tenga coples talarse directamente abajo de cimentaciones de roscados, esté soportado firmemente en edificios o de tanques de almacenamiento. Cuan- los extremos y no haya disponibles otros do esto no sea posible, la estructura del banco de medios de soporte intermedio ductos debe diseñarse para prevenir la aplicación de cargas perjudiciales sobre los cables, Tabla 5.4. 5. Se permitirán tramos horizontales de tubo conduit metálico pesado (RMC) soportados en aberturas a través de 1. Cuando se instalen cables para diferen- miembros estructurales, a intervalos no tes tensiones en una misma trinchera, superiores a 3.00 metros y asegurados los cables de mayor tensión deben estar a firmemente a no más de 90 centímetros mayor profundidad 2. Los cables submarinos deben enterrarse de los puntos de terminación 6. Se permitirán tramos horizontales de en una trinchera de 1.00 metro de pro- tubo conduit metálico pesado (RMC) fundidad hasta alcanzar 10.00 metros de soportados en aberturas a través de profundidad en zonas de arena. En zo- miembros estructurales, a intervalos no nas de roca debe protegerse con medias superiores a 3.00 metros y asegurados cañas de fierro; en partes más profundas firmemente a no más de 90 centímetros deben ir depositadas en el lecho marino 3. Cuando no sea posible cumplir con estas de los puntos de terminación profundidades, éstas pueden reducirse En la construcción del banco de tuberías deben previo acuerdo entre las partes involu- colocarse varillas verticales y horizontales que cradas sirvan de soporte a las tuberías, amarrándolas a éstas con alambre para evitar que puedan mo- La separación mínima entre bancos de ductos verse, ver Ilustración 5.1 para más detalle de y entre ellos y otras estructuras se indica en la dimensiones. Tabla 5.5. 119 Ilustración 5.1 Esquema de banco de tuberías 1 190 190 190 190 Detalle 1 290 x 290 milímetros Banco de una vía un ducto eléctrico 190 Detalle 2 475 x 475 milímetros Banco 4 vías 3 ductos eléctricos Detalle 3 475 x 675 milímetros Banco de 6 vías Seis ductos eléctricos 190 Relleno (tierra o concreto) Ducto eléctrico 190 190 190 190 190 Cable o cables 675 x 290 milímetros Banco de 3 vías 3 ductos eléctricos 675 x 475 milímetros Banco de 3 vías Seis ductos eléctricos 600 690 690 600 Detalle 5 Cable enterrado de tres conductores Detalle 6 Cables enterrados de tres conductores Detalle 7 Cable multiple enterrado (1 circuito) 190 mm 190 mm 190 mm 190 mm Detalle 9 Cables enterrados de un solo conductor (1 circuito) Detalle 8 Cable multiple enterrado (2 circuito) 600 690 190 mm190 mm 190 mm 190 mm Detalle 10 Cables enterrados de un solo conductor (2 circuito) Fuente: NOM-001-SEDE 120 121 45 45 45 45 60 60 0 0 (en canalizaciones o cable tipo MC o MI identificados para instalar directamente enterrados) 10 15 45 45 15 60 Tubo conduit metálico pesado o semipesado Cables o conductores directamente enterrados 45 45 45 60 10 0 30 45 30 60 15 (directamente enterrado) 10 (en canalizaciones) 0 (en canalizaciones o cable tipo MC o tipo MI identificado para instalar directamente enterrados) 15 30 Columna 4 Circuitos derivados para viviendas de 120 volts o menos con protección contra fallas a tierra y protección contra sobre corriente máxima de 20 amperes centímetros Columna 3 Canalizaciones no metálicas aprobadas para instalar directamente enterradas sin cubiertas de concreto u otras canalizaciones aprobadas Columna 5 45 45 60 15 (directamente enterrado) 10 (en canalizaciones) 0 (en canalizaciones o cable tipo MC o tipo MI identificado para instalar directamente enterrados) 15 15 Circuitos de control de riego y alumbrado del paisaje limitados a menos de 30 volts e instalados con cables tipo UF o en otros cables o canalizaciones identificados Fuente: NOM-001-SEDE 5. Si se encuentra roca sólida que impide cumplir con la profundidad especificada en esta Tabla, el alambrado se debe instalar en canalizaciones metálicas o no metálicas permitidas directamente enterradas. Las canalizaciones se deben cubrir con un mínimo de 5 centímetros de concreto que penetre hasta la roca. 4. Cuando se usa uno de los métodos de alambrado presentados en las columnas 1-3 para uno de los tipos de circuitos de las columnas 4 y 5, se permitirá enterrar los cables a la menor profundidad. 3. Se permitirán menores profundidades cuando los cables y conductores suben para terminaciones o empalmes o cuando se requiere tener acceso a ellos. 2. Las canalizaciones aprobadas para enterramiento sólo embebidas en concreto requieren una cubierta de concreto de no menos de 5 centímetros de espesor. 1. Profundidad mínima se define como la distancia más corta en milímetros medida entre un punto en la superficie superior de cualquier conductor, cable, tubo conduit o canalización directamente enterrados, y el nivel superior del terreno terminado, concreto o cubierta similar. Dentro o bajo las pistas de los aeropuertos, incluidas las áreas adyacentes donde está prohibido el paso Bajo baldosas de concreto para exteriores de mínimo10 centímetros de espesor, sin tráfico de vehículos y que las baldosas sobresalgan no menos de 15 centímetros de la instalación subterránea Bajo calles, carreteras, autopistas, callejones, accesos vehiculares y estacionamientos Accesos vehiculares y estacionamientos exteriores para viviendas unifamiliares, bifamiliares y utilizados sólo para propósitos relacionados con la vivienda Bajo un edificio Todas las ubicaciones no especificadas abajo En zanjas con una cubierta de 5 centímetros de concreto de espesor o equivalente Ubicación del método de alambrado o circuito Columna 2 Columna 1 Tipo de método de alambrado o circuito Tabla 5.3 Requisitos de profundidad mínima en instalaciones de 0 a 600 V Tabla 5.4 Profundidad mínima de los ductos o bancos de ductos Localización Profundidad mínima (m) En lugares no transitados por vehículos 0.30 En lugares transitados por vehículos 0.50 Bajo carreteras 1.00 Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles pavimentadas 0.90 Bajo la base inferior de rieles en vías de ferrocarril ubicadas en calles o caminos no pavimentados 1.30 Fuente NOM-001-SEDE Tabla 5.5 Separación mínima entre ductos o bancos de ductos y con respecto a otras estructuras subterráneas Medio separador Separación mínima (metros) Tierra compactada 0.30 Tabique 0.10 Concreto 0.05 Fuente NOM-001-SEDE 5. 5. R egi st ro s e l éc t r ic o s 3. Los cables deben quedar soportados cuando menos 10 centímetros arriba del piso, o estar adecuadamente protegidos La localización de los registros, pozos y bóve- Excepción: Este requisito no se aplica a das debe ser tal que su acceso desde el exterior conductores neutros y de puesta a tierra. quede libre y sin interferir con otras instala- 4. La instalación debe permitir el movi- ciones. miento del cable sin que haya concentración de esfuerzos destructivos 1. Los cables dentro de los registros, pozos 5. Las paredes interiores de los registros de- o bóvedas deben quedar fácilmente ac- ben dejar un espacio libre cuando menos cesibles y soportados de forma que no igual al que deja su tapa de acceso, y su sufran daño debido a su propia masa, altura debe ser tal que permita a una per- curvaturas o movimientos durante su sona trabajar desde el exterior o parcial- operación. La instalación del conductor mente introducida en ellos deberá estar de acuerdo a las normas y las características del conductor. 6. Los pozos de visita deben reunir los requisitos siguientes respecto a las dimen- 2. Los soportes de los cables deben estar di- siones. Debe mantenerse un espacio de señados para resistir la masa de los pro- trabajo limpio, suficiente para desem- pios cables y de cargas dinámicas; man- peñar las labores. Las dimensiones del tenerlos separados en claros específicos y área de trabajo horizontales deben ser ser adecuados al medio ambiente como mínimo de 0.90 metros y las ver- 122 ticales deben ser como mínimo de 1.80 5. Que la separación mínima entre cables metros eléctricos y de comunicación propia 7. Se recomienda no instalar cables eléctri- del suministrador, dentro del registro, cos y de comunicación dentro de un mis- pozo o bóveda, sea la indicada en la Ta- mo registro, pozo o bóveda bla 5.6 No deben instalarse cables eléctricos y de comu- El número de registros necesarios depende de la nicación dentro de un mismo registro, cuando trayectoria y longitud de los conductores que se esto no sea posible cumplir se deben de tomar instalen, la separación máxima entre registros las debidas precauciones señaladas en los incisos no debe exceder de 60 m, esta separación podrá 1, 2, 3, 4 y 5 según la NOM-001-SEDE: ser modificada de acuerdo a las necesidades del proyecto. Todos los conductores deben ser conti- 1. Que exista acuerdo entre las partes invo- nuos, sin empalmes dentro de las tuberías. lucradas 2. Que los cables queden soportados en pa- Nota importante: redes diferentes, evitando cruzamientos Los registros se deben diseñar e instalar para que resistan todas las cargas que probablemente se impongan sobre ellos. Para tamaño, entradas del alambrado, alambrado encerrado y cubiertas de registro, deberán cumplir con lo indicado en el artículo 30-314 de la NOM-001-SEDE. 3. Si no es posible instalarlos en paredes separadas, los cables eléctricos deben ocupar niveles inferiores que los de comunicación 4. Deben instalarse permitiendo su acceso sin necesidad de mover a los demás Tabla 5.6 Separación mínima entre cables eléctricos y de comunicación propia del suministrador dentro de un mismo registro, pozo o bóveda Tensión entre fases (kV) Separación (metros) Hasta 15 0.15 Más de 15 hasta 50 0.23 Más de 50 hasta 120 0.30 Más de 120 0.60 Excepción 1: Estas separaciones no se aplican a conductores de puesta a tierra. Excepción 2: Estas separaciones pueden reducirse previo acuerdo entre las partes involucradas, siempre y cuando se instalen barreras o protecciones adecuadas. NOTA: Cuando ambos tipos de cables queden colocados en la misma pared del recinto se recomienda que los cables de electricidad ocupen niveles inferiores que los de comunicación. Fuente: NOM-001-SEDE 123 5.6. Tubería conduit de pvc12 Las conexiones también tiene la misma clasificación. A continuación se mencionan las ventajas de di- 5.6.1. Clasificación seño de tubería conduit de PVC. Por su espesor de pared y uso se clasifica en: • Bajo peso • Bajos costos • Resistencia al aplastamiento • Rigidez dieléctrica Se fabrica en diámetros de ½” (13mm) hasta 2” • Resistencia eléctrica (50mm) y se recomienda únicamente para ins- • Resistencia a la corrosión talaciones ocultas. • Bajo coeficiente de rugosidad • Resistencia al impacto • Hermeticidad • No propaga la flama Tipo ligero Tipo pesado Se fabrica en diámetros de ½” (13mm) hasta 6” (150mm) y se recomienda su instalación para En la Tabla 5.7 se muestra el número de conduc- instalaciones visibles, semi ocultas subterráneas tores que pueden alojarse en tubo conduit de PVC y ocultas para el diseño de este tipo de canalizaciones. 12 NMX-E-012-SCFI 124 Tabla 5.7 Número máximo de conductores que pueden alojarse en el tubo de PVC Conduit Tipo de Conductos Calibre de conductor AWG MCM T, TW y THW RHW y RHH Diámetro Nominal del Tubo (mm) 13 19 25 32 38 50 14* 9 16 25 45 61 14 8 14 22 39 54 12* 7 12 20 35 48 78 12 6 11 17 30 41 68 10* 5 10 15 27 37 61 10 4 8 13 23 32 52 8 2 4 7 13 17 28 14* 6 10 16 29 40 65 14 5 9 15 26 36 59 12* 4 8 13 24 33 54 60 75 100 40 (Sin cubierta 12 4 7 12 21 29 47 exterior 10* 4 7 11 19 26 43 61 10 3 6 9 17 23 38 53 8 1 3 5 10 13 22 32 6 1 2 4 7 10 16 23 36 4 1 1 3 5 7 12 17 27 47 2 1 1 2 4 5 9 13 20 34 1/0 1 1 2 3 5 8 12 21 2/0 1 1 1 3 5 7 10 18 3/8 1 1 1 2 4 6 9 15 4/0 1 1 1 3 5 7 13 250 1 T, TW y THW (Sin cubierta exterior 1 1 2 4 6 10 300 1 1 2 3 5 9 350 1 1 1 3 4 8 400 1 1 1 2 4 7 500 1 1 1 1 3 6 * Alambres Fuente: NMX-E-012-SCFI 125 5.7. Ejemplos de aplicación Por lo tanto el diámetro de la tubería será 50.8 mm (2"). 5.7.1. Tubería 5.7.2. Charolas La instalación deberá ser en tubería conduit metálica y llevar un conductor por tubería, y Se instalarán 2 conductores de alimentación haciendo referencia a la Tabla 5.8 de la misma por fase, por lo tanto existirán 6 cables sobre la norma, éste deberá cubrir un área máxima de charola, siendo cada uno de un calibre de 350 53 por ciento del área de la tubería. MCM, el cual tiene un diámetro exterior de 42.6 mm. El área del conductor es de 70 mm y el diáme2 tro del cable con aislamiento de 31.90 mm. A continuación calcularemos el diámetro total de los 6 conductores: El área del alimentador será At: At = Sd = r 31 . 9 2 = 799 . 23 mm 2 4 255 . 6 mm 25.56 cm Con este valor podemos determinar que el diá- De acuerdo a la NOM-001-SEDE y consideran- metro requerido es de 2 pulgadas. A continua- do una charola tipo escalera tenemos que para ción hacemos la comprobación: un área máxima permisible deberíamos usar una charola de 30 cm de ancho como mínimo, Se calculará el área de la tubería: ya se trate de fondo sólido o de tipo escalera, justificando lo anterior con lo siguiente: ^ o h = 799 . 23 100 = 1 507 . 98 mm 2 53 Con el valor anterior obtendremos el diámetro Ancho de charola _ Típo escalera i = Sd 100 = 28 . 4 cm 90 de la tubería: El ancho de charola comercial más próximo es i tuberia = de 30 cm; ancho que satisface el valor de cha- 4 1 507 . 98 = 43 . 82 mm r rola con fondo sólido (25.56 cm) y tipo escalera (28.4 cm). 126 5.7.3. Ductos A Ducto = 8 550 mm 2 100 20 = 42 750 mm 2 Utilizaremos el problema anterior, pero ahora llevando los 6 conductores en ducto cuadrado, A continuación obtendremos las medidas del si el área de un conductor es de 1 425 mm con ducto cuadrado: 2 todo el aislamiento, calcularemos el área total de los 6 conductores. L Ducto = 42 750 mm 2 = 206 . 76 mm . 203 mm ^ 8 " h .309 mm2 A total = 1 425 mm 2 6 = 8 550 mm 2 Por lo tanto utilizaremos un ducto de 8”x 8” para los 6 conductores. Obtendremos ahora el área del ducto: 127 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit Tubo conduit no metálico (EMT) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 16 ½ 15.8 196 118 104 61 78 21 ¾ 20.9 343 206 182 106 137 27 1 26.6 556 333 295 172 222 35 1¼ 35.1 968 581 513 300 387 41 1½ 40.9 1 314 788 696 407 526 53 2 52.5 2 165 1 299 1 147 671 866 63 2½ 69.4 3 783 2 270 2 005 1 173 1 513 78 3 85.2 5 701 3 421 3 022 1 767 2 280 91 3½ 97.4 7 451 4 471 3 949 2 310 2 980 103 4 110.1 9 521 5 712 5 046 2 951 3 808 Tubo conduit no metálico (ENT) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 16 ½ 14.2 158 95 84 49 63 21 ¾ 19.3 293 176 155 91 117 27 1 25.4 507 304 269 157 203 35 1¼ 34 908 545 481 281 363 41 1½ 39.9 1 250 750 663 388 500 53 2 51.3 2 067 1 240 1 095 641 827 63 2½ –– –– –– –– –– –– 78 3 –– –– –– –– –– –– 91 3½ –– –– –– –– –– –– Tubo conduit metálico flexible (FMC) Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 44 39 23 30 122 108 63 81 206 182 106 137 Designación métrica Tamaño comercial 12 3/8 9.70 74 16 ½ 16.10 204 21 ¾ 20.90 343 27 1 25.90 527 316 279 163 211 35 1¼ 32.40 824 495 437 256 330 41 1½ 39.10 1 201 720 636 372 480 53 2 51.80 2 107 1 264 1 117 653 843 63 2½ 63.50 3 167 1 900 1 678 982 1 267 78 3 76.20 4 560 2 736 2 417 1 414 1 824 91 3½ 88.90 6 207 3 724 3 290 1 924 2 483 103 4 101 8 107 4 864 4 297 2 513 3 243 128 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit (continuación) Tubo conduit metálico semipesado (IMC) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 –– –– –– –– –– –– 16 ½ 16.80 222 133 117 69 89 21 ¾ 21.90 377 226 200 117 151 27 1 28.10 620 372 329 192 248 35 1¼ 36.80 1 064 638 564 330 425 41 1½ 42.70 1 432 859 759 444 573 53 2 54.60 2 341 1 405 1 241 726 937 63 2½ 64.90 3 308 1 985 1 753 1 026 1 323 78 3 80.70 5 115 3 069 2 711 1 586 2 046 91 3½ 93.20 6 822 4 093 3 616 2 115 2 729 103 4 105.40 8 725 5 235 4 624 2 705 3 490 Tubo conduit no metálico flexible hermético a los líquidos (LFNC-B*) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 12.5 123 74 65 38 49 16 ½ 16.1 204 122 108 63 81 21 ¾ 21.1 350 210 185 108 140 27 1 26.8 564 338 299 175 226 35 1¼ 35.4 984 591 522 305 394 41 1½ 40.3 1 276 765 676 395 510 53 2 51.6 2 091 1 255 1 108 648 836 Tubo conduit no metálico flexible hermético a los líquidos (LFNC-A*) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 12.6 125 75 66 39 50 16 ½ 16 201 121 107 62 80 21 ¾ 21 346 208 184 107 139 27 1 26.5 552 331 292 171 221 35 1¼ 35.1 968 581 513 300 387 41 1½ 40.7 1 301 781 690 403 520 53 2 52.4 2 157 1 294 1 143 669 863 129 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit (continuación) Tubo conduit metálico flexible hermético a los líquidos (LFMC) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 12.5 123 74 65 38 49 16 ½ 16.1 204 122 108 63 81 21 ¾ 21.1 350 210 185 108 140 27 1 26.8 564 338 299 175 226 35 1¼ 35.4 984 591 522 305 394 41 1½ 40.3 1 276 765 676 395 510 53 2 51.6 2 091 1 255 1 108 648 836 63 2½ 63.3 3 147 1 888 1 668 976 1 259 78 3 78.4 4 827 2 896 2 559 1 497 1 931 91 3½ 89.4 6 277 3 766 3 327 1 946 2 511 103 4 102.1 8 187 4 912 4 339 2 538 3 275 Tubo conduit metálico pesado (RMC) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 –– –– –– –– –– –– 16 ½ 16.10 204 122 108 63 81 21 ¾ 21.20 353 212 187 109 141 27 1 27.00 573 344 303 177 229 35 1¼ 35.40 984 591 522 305 394 41 1½ 41.20 1333 800 707 413 533 53 2 52.90 2198 1319 1 165 681 879 63 2½ 63.20 3137 1882 1 663 972 1 255 78 3 78.50 4 840 2 904 2 565 1 500 1 936 91 3½ 90.70 6 461 3 877 3 424 2 003 2 584 103 4 102.90 8 316 4 990 4 408 2 578 3 326 129 5 128.90 13 050 7 830 6 916 4 045 5 220 155 6 154.80 18 821 11 292 9 975 5 834 7 528 130 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit (continuación) Tubo conduit rígido de PVC (PVC), Cédula 80 Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 –– –– –– –– –– –– 16 ½ 13.40 141 85 75 44 56 21 ¾ 18.30 263 158 139 82 105 27 1 23.80 445 267 236 138 178 35 1¼ 31.90 799 480 424 248 320 41 1½ 37.50 1104 663 585 342 442 53 2 48.60 1855 1113 983 575 742 63 2½ 58.20 2660 1596 1410 825 1064 78 3 72.70 4151 2491 2200 1287 1660 91 3½ 84.50 5608 3365 2972 1738 2243 103 4 96.20 7268 4361 3852 2253 2907 129 5 121.10 11518 6911 6105 3571 4607 155 6 145.00 16513 9908 8752 5119 6605 Tubo conduit rígido de PVC (PVC), Cédula 40 y Conduit HDPE (HDPE) Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 12 3/8 –– –– –– –– –– –– 16 ½ 15.3 184 110 97 57 74 21 ¾ 20.4 327 196 173 101 131 27 1 26.1 535 321 284 166 214 35 1¼ 34.5 935 561 495 290 374 41 1½ 40.4 1 282 769 679 397 513 53 2 52 2 124 1 274 1 126 658 849 63 2½ 62.1 3 029 1 817 1 605 939 1 212 78 3 77.3 4 693 2 816 2 487 1 455 1 877 91 3½ 89.4 6 277 3 766 3 327 1 946 2 511 103 4 101.5 8 091 4 855 4 288 2 508 3 237 129 5 127.4 12 748 7 649 6 756 3 952 5 099 155 6 153.2 18 433 11 060 9 770 5 714 7 373 131 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit (continuación) Tubo conduit rígido de PVC (PVC), Tipo A Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 16 ½ 17.80 249 149 132 77 100 21 ¾ 23.10 419 251 222 130 168 27 1 29.80 697 418 370 216 279 35 1¼ 38.10 1 140 684 604 353 456 41 1½ 43.70 1 500 900 795 465 600 53 2 54.70 2 350 1 410 1 245 728 940 63 2½ 66.90 3 515 2 109 1 863 1 090 1 406 78 3 82.00 5 281 3 169 2 799 1 637 2 112 91 3½ 93.70 6 896 4 137 3 655 2 138 2 758 103 4 106.20 8 858 5 315 4 695 2 746 3 543 129 5 –– –– –– –– –– –– 155 6 –– –– –– –– –– –– Tubo conduit rígido de PVC (PVC), Cédula 80 Designación métrica Tamaño comercial Diámetro interno 100% del área total 60% del área total Un conductor fr = 53% Dos conductores fr = 31% Más de 2 conductores fr = 40% mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 16 ½ –– –– –– –– –– –– 21 ¾ –– –– –– –– –– –– 27 1 –– –– –– –– –– –– 35 1¼ –– –– –– –– –– –– 41 1½ –– –– –– –– –– –– 53 2 56.40 2498 1499 1324 774 999 63 2½ –– –– –– –– –– –– 78 3 84.60 5 621 3 373 2 979 1 743 2 248 91 3½ 96.60 7 329 4 397 3 884 2 272 2932 103 4 1 08.90 9 314 5 589 4 937 2 887 3 726 129 5 1 35.00 14 314 8 588 7 586 4 437 5 726 155 6 1 60.90 20 333 12 200 10 776 6 303 8 133 Fuente: NOM-001-SEDE 132 6 P ro t ecc ion e s 6 .1. I n t roduc c ión No debe ignorarse el costo de la protección del sistema, ya que de este dependerá en gran medi- El objetivo de la protección y coordinación de un da, el grado de protección del sistema. Se podrán sistema eléctrico de potencia es: agregar características de protección al sistema para mejorar su funcionamiento, confiabilidad y • Prevenir daños al personal • Minimizar el daño a los componentes • flexibilidad incrementando el costo inicial. del sistema Para lograr en los sistemas eléctricos de potencia Limitar la duración y propagación de la un compromiso equilibrado entre la protección interrupción del servicio durante la falla y la coordinación, utilizaremos dispositivos de de un equipo, error humano o condicio- protección tales como: nes naturales adversas que ocurran en alguna parte del sistema • Fusibles de potencia limitadores de corriente en alta tensión La prevención del perjuicio humano es el objeti- • Interruptores de potencia en vacío vo más importante de la protección del sistema • Interruptores de potencia en hexafloruro eléctrico. Los dispositivos de interrupción debe- de azufre SF6 • rán tener una capacidad interruptíva adecuada y Interruptores electromagnéticos (interruptores de potencia en baja tensión) las partes energizadas deberán estar lo suficien• temente aisladas para que no expongan al per- Interruptores termomagnéticos (interruptores en caja moldeada) sonal a explosiones, fuego, arqueo eléctrico. La • seguridad tiene prioridad sobre la continuidad Relevadores de servicio, daño al equipo o economía. En el diseño de la protección de los sistemas Si se está minimizando el riesgo de daño al equi- eléctricos de potencia, se deben minimizar los po o preservando la continuidad de servicio, el efectos de las anormalidades que ocurran en el objetivo más importante depende de la filosofía sistema mismo o el equipo de utilización que ali- de operación de la planta. En industrias donde el menta, de tal forma que: proceso no es tan crítico, se tiene en mente des a) Se aísle rápidamente la porción afectada energizar el equipo fallado, en cuanto la falla es del sistema, para que de esa manera se detectada. 133 mantenga el servicio normal y se minimice el daño a la porción afectada b) Disminuya la magnitud de la corriente de 6 . 2 . Di sp o si t i vo s de pro t ec c ión de sobr ec or r i e n t e 1 3 cortocircuito y así minimizar el daño a los componentes y equipo de utilización del Para aislar los cortos circuitos y sobrecargas, se sistema requiere de la aplicación de equipo de protec- c) Se proporcionen circuitos alternos, para ción, que censará el flujo de corrientes anorma- mejorar y garantizar la continuidad de les y separará la porción afectada del sistema en servicio del sistema eléctrico operación. Las principales anormalidades contra las que se En algunos tipos de protección, el dispositivo protege un sistema eléctrico son los cortos circui- sensor y el dispositivo interruptor son indepen- tos y las sobrecargas. Las causas que originan los dientes e interconectados a través de alambrado cortos circuitos son: de control. En otros tipos de protección, los dispositivos sensores e interruptores están acopla- • Fallas de aislamiento dos de tal forma que funcionan como un sólo • Daño mecánico en el equipo de dispositivo. Los tipos de protección más utili- distribución de energía eléctrica zados en los sistemas eléctricos industriales de Fallas en el equipo de utilización, potencia, son: fusibles alta y baja tensión, inte- como resultado de sobrecargas rruptores alta y baja tensión, y relevadores. • Los circuitos pueden llegar a ser sobrecargados simplemente conectando equipos de mayor capa- 6.2.1. Fusibles cidad a la del circuito o conectando al circuito, exceso de equipos. Las causas que provocan so- El fusible, es un dispositivo interruptor y sensor brecargas son: a la vez. Se conecta en serie con el circuito y responde a los efectos térmicos producidos por • Arranques de motores muy frecuentes el flujo de corrientes a través de él. Su elemento • Períodos de aceleración demasiados largos fusible es diseñado para abrir a un tiempo deter- • Ventilación obstruida minado, dependiendo de la cantidad de corriente que fluye. Los cortos circuitos pueden ocurrir; entre dos fases, entre tres fases o entre una o más fases y Los fusibles limitadores de corriente, en el rango tierra con baja impedancia y/o alta impedancia. de 2.4 a 34.5 kV, son muy utilizados en sistemas Para una descripción más amplia del cortocircui- industriales. Debido a la alta velocidad de res- to, consulte el capítulo 3 de este libro. puesta a las corrientes de cortocircuito, tienen 13 134 Fuentes :NOM-001-SEDE y IEEE STD C37.2 la habilidad de cortar la corriente antes de que bles deben ser de 1, 3, 6, 10 y 601. Se permitirá se alcance el valor máximo de cortocircuito. La el uso de fusibles e interruptores automáticos de Ilustración 6.1 e Ilustración 6.2 muestran las tiempo inverso con valores en amperes no estan- curvas características tiempo-corriente y la grá- darizados. Según la NOM-001-SEDE. fica de corrientes de paso para fusibles limitadoFusibles tipo cartucho y portafusibles res de corriente. Ejemplo: En el punto Ik = 10 kA rmc. El fusi- 1. Tensión máxima - Tipo 300 volts. Se ble de 25 A limita el valor pico del cortocircui- permitirá la utilización de los fusibles to de Is = 1.8 x (2) tipo cartucho y portafusibles de 300 1/2 10 kA = 26 kApv, hasta una corriente de interrupción de ID = kApv. El volts en los siguientes circuitos: diagrama muestra la máxima corriente de inte- • rrupción ID posible sobre la corriente de corto- Circuitos que no superen los 300 volts entre conductores • circuito ver Ilustración 6.2. Circuitos monofásicos de línea a neutro, alimentados por una fuente Los fusibles limitadores de corriente de alta de 3 fases, 4 hilos con el neutro só- tensión y alta capacidad interruptiva se utilizan lidamente puesto a tierra, en donde principalmente para la protección contra corto- la tensión de línea a neutro no sea circuito de: mayor a 300 volts 2. No intercambiables - portafusibles de • Transformadores cartucho de 0 a 6 000 amperes. Los por- • Motores (combinación arrancador-fusible) tafusibles deben estar diseñados de modo que resulte difícil instalar un fusible de Para seleccionar el fusible como protección de cualquier clase dada en un portafusibles transformadores o motores de alta tensión, es diseñado para una corriente menor o una necesario consultar las curvas características de tensión mayor que el fusible en cuestión. fusión, además de conocer los siguientes datos: Los portafusibles de fusibles limitadores de corriente no deben permitir la inser- • Tensión de operación ción de fusibles que no sean limitadores • Corriente nominal de corriente • Corriente máxima normal 3. Marcado. Los fusibles deben estar claramente marcados, mediante impresión Fusibles e interruptores automáticos de disparo en el cuerpo del fusible o mediante una fijo. Los valores de corriente normalizados para etiqueta pegada a éste, que indique lo si- los fusibles e interruptores automáticos de circuito guiente: de tiempo inverso, son: 15, 16, 20, 25, 30, 32, 35, • Corriente nominal en amperes 40, 45, 50, 60, 63, 70, 80, 90, 100, 110, 125, 150, • Tensión nominal en volts 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, • Valor de interrupción cuando sea distinta de 10 000 amperes 600, 700, 800, 1 000, 1 200, 1 600, 2 000, 2 500, • 3 000, 4 000, 5 000 y 6 000 amperes. Los valores Limitación de corriente, en donde sea aplicable en amperes estandarizados adicionales para fusi- 135 • La marca registrada o nombre del 4. Fusibles renovables. Se permite el uso de fabricante fusibles de cartucho clase H únicamente como reemplazo en las instalaciones exis- No se exigirá que valor nominal de interrupción tentes, cuando no haya evidencia de em- vaya marcado en los fusibles usados para protec- pleo de fusibles de capacidad sobredimen- ción suplementaria. sionada, o de alteraciones en su instalación 1000 15 E 20 E 25 E 30 E 40 E 50 E 65 E 80 E 100 E 125 E 150 E 200 E 5E 7E 10 E Ilustración 6.1 Curvas típicas de fusión mínima de TCC para alta tensión de fusibles limitadores de potencia 400 200 100 40 20 Tiempo (s) 10 4.0 2.0 1.0 0.4 0.2 0.1 0.04 0.02 0.01 4 10 20 40 100 200 400 Corriente (A) Fuente: IEEE Std 242 136 1000 2000 4000 10 000 Ilustración 6.2 Picos que pasan a través de una corriente para fusibles limitadores de corriente en media tensión 100 000 70 000 Amperes disponibles de corto circuito asimetrico RMS 50 000 30 000 200 20 000 100 65 10 000 40 7000 25 5000 15 3000 2000 1000 700 Amperes disponibles de corto circuito asimetrico RMS Fuente: IEEE Std 242 137 60000 40000 30000 20000 10000 7000 5000 3000 2000 1000 700 500 300 500 6.2.2. Interruptores automáticos La unidad magnética del interruptor es ajustable, mientras que la unidad térmica es fija. El interrup- Los interruptores en alta tensión, son dispositi- tor puede contener cualquiera de sus unidades o vos de interrupción únicamente y son utilizados ambas. La Ilustración 6.3, muestra características en conjunto con relevadores, para cumplir con la de un interruptor termomagnético, la Tabla 6.1 y función de detección de fallas. Esta combinación Tabla 6.2 muestra capacidades de motores para la normalmente es utilizada para proporcionar pro- interrupción. tección contra corrientes de cortocircuito y sobreLos interruptores electromagnéticos son dispositi- cargas en: vos de protección de estado sólido. Son utilizados • Transformadores en la protección contra corrientes de cortocircuito y • Motores sobrecargas, su uso es recomendable en: • Alimentadores • Buses • Alimentadores principales de centros de control de motores Los interruptores de potencia en vacío son utiliza- • de distribución dos en el rango de 2.4 a 34.5 kV, con altas capacidades interruptivas. (Para consulta de datos téc- Lado de baja tensión de transformadores • Buses (protección de enlace) nicos tales como: corriente nominal, capacidad de cortocircuito máxima, tensión de operación, nivel La flexibilidad de operación del interruptor elec- de aislamiento, ver el libro de Selección de Equipo tromagnético depende de los siguientes ajustes: Eléctrico de Mapas). Para la protección con interruptores de baja tensión (menores de 1 000 V.c.a. • go o 600 V.c.d.), normalmente se utilizan: • Interruptores termomagnéticos • Interruptores electromagnéticos ACRL = Ajuste de corriente de retardo lar- • ATRL=Ajuste en tiempo de retardo largo • ACRC=Ajuste de corriente de retardo corto • ATRC=Ajuste en tiempo de retardo corto Los interruptores termomagnéticos son utiliza- • ACI=Ajuste de corriente instantánea dos para protección de corrientes de cortocircuito • ACyT = Ajuste de corriente y tiempo de y corrientes de sobrecargas a través de la unidad falla a tierra magnética y unidad térmica respectivamente. Son Los rangos de ajuste de un interruptor tipo DS, se adecuados para proteger: muestran en las tablas del fabricante. • Motores (combinación arrancador-interruptor termomagnético) Las curvas tiempo-corriente de los interruptores • Circuitos derivados electromagnéticos son muy semejantes a las cur- • Alimentadores principales (donde la vas tiempo corriente de los interruptores termo- corriente no exceda de 800 A) magnéticos y fusibles. Esto hace más práctica la Transformadores coordinación de dispositivos de protección en cas- • lado secundario, cada. En general los interruptores de baja tensión: baja tensión 138 a) Combinan los medios de desconexión y "SWD" o “HID”. Los interruptores au- de detección de fallas en una sola unidad tomáticos usados como desconectadores compacta en circuitos de alumbrado de descarga de alta intensidad deben ser aprobados y estar b) No tienen partes energizadas (vivas) ex- marcados con las letras “HID” puestas c) Son unidades que se pueden restaurar, 5. Marcado de la tensión. Los interruptores después de aislar una falla, sin reemplazar automáticos deben estar marcados con una ninguna de sus partes tensión no menor a la tensión nominal del sistema, que es indicativa de su capacidad d) Tienen rangos de alta capacidad de corto- para interrumpir corrientes de falla entre circuito fases o entre fase y tierra e) Proporcionan desconexión simultánea de las fases del circuito fallado Aplicaciones. Se permitirá la instalación de un Marcado interruptor automático con una sola tensión nominal, por ejemplo 240 volts ó 480 volts, en un 1. Duradero y visible. Los interruptores auto- circuito en el que la tensión nominal entre dos máticos deben estar marcados con su ca- conductores cualesquiera no exceda la tensión del pacidad de corriente de forma duradera y interruptor automático. No se debe utilizar un in- visible después de instalarlos. Se permitirá terruptor automático de dos polos para proteger que tales marcas sean visibles al remover circuitos trifásicos conectados en delta con una la tapa o la cubierta esquina puesta a tierra, a menos que el interrup- 2. Ubicación. Los interruptores automáticos tor automático esté marcado como 1f - 3 f para de 100 amperes o menos y de 600 volts indicar dicha compatibilidad. Se permitirá la ins- o menos deben tener su valor nominal en talación de un interruptor automático con dos ten- amperes moldeado, estampado, grabado siones separadas por una diagonal, por ejemplo de o marcado de algún modo similar en sus 120/240 volts ó 480Y/277 volts, en un circuito palancas o en el área que rodee la palanca puesto a tierra sólidamente, en el que la tensión 3. Valor nominal de interrupción. Todos los de cualquier conductor a tierra no supere el menor interruptores automáticos con valor nomi- de los dos valores de tensión del interruptor auto- nal de interrupción distinta de 5 000 am- mático y además la tensión entre dos conductores peres, deben llevar visible su valor de inte- cualesquiera no supere la mayor tensión del inte- rrupción. No se debe exigir que este valor rruptor automático. nominal de interrupción vaya marcado en interruptores automáticos usados para pro- Nota: Para la aplicación adecuada de interruptores tección suplementaria automáticos de caja moldeada en sistemas trifási- 4. Usados como desconectadores. Los inte- cos, que no sean en estrella sólidamente puestos a rruptores automáticos usados como des- tierra y particularmente en sistemas en delta con conectadores en circuitos de alumbrado una esquina puesta a tierra, considera la capaci- fluorescente de 120 volts y 277 volts deben dad de interrupción, de cada polo individualmente estar aprobados y marcados con las letras para interruptor automático. 139 Tabla 6.1 Dispositivos de sobrecarga para protección del motor Tipo de motor Sistema de alimentación Número y ubicación de los dispositivos de protección contra sobrecarga tales como bobinas de disparo o relevadores Monofásico de corriente alterna o corriente continua De dos hilos, una fase de corriente alterna o corriente continua ninguno puesto a tierra 1 en cualquier conductor Monofásico de corriente alterna o corriente continua De dos hilos, una fase de corriente alterna o corriente continua, un conductor puesto a tierra 1 en el conductor de fase Monofásico de corriente alterna o corriente continua 3 hilos, una fase de corriente alterna o corriente continua, con conductor del neutro puesto a tierra 1 en cualquier conductor de fase Monofásico de corriente alterna Cualquiera de las tres fases 1 en el conductor de fase Dos fases de corriente alterna 3 hilos, dos fases ninguno puesto a tierra. 2 uno en cada fase Dos fases de corriente alterna 3 hilos, dos fases de corriente alterna, con un conductor puesto a tierra 2 en los conductores de fase Dos fases de corriente alterna 4 hilos, dos fases de corriente alterna, puesto a tierra .o no puesto a tierra 2, 1 por cada fase en los conductores de fase Dos fases de corriente alterna Neutro puesto a tierra o 5 hilos, dos fases de corriente alterna, no puesto a tierra 2, 1 por fase en cualquier hilo de fase no puesto a tierra Trifásico de corriente Cualquiera de las tres fases 3, 1 en cada fase * alterna *Excepción: No se requerirá una unidad de protección contra sobrecarga en cada fase cuando se proporcione protección contra sobrecarga por otros medios aprobados Tabla 6.2 Ajuste máximo de los dispositivos de protección contra cortocircuito y falla a tierra para circuitos derivados de motores En porcentaje de la corriente a plena carga Fusible sin retardo de tiempo1 Fusible de dos elementos1 (con retardo de tiempo) Interruptor automático de disparo instantáneo Interruptor automático de tiempo inverso2 Motores monofásicos 300 175 800 250 Motores polifásicos de corriente alterna distintos a los de rotor devanado 300 175 800 250 300 175 800 250 De diseño B energéticamente eficientes 300 175 1 100 250 Sincrónicos3 300 175 800 250 Con rotor devanado 150 150 800 150 De corriente continua (tensión constante) 150 150 250 150 Tipo de motor De jaula de ardilla: Diferentes de los de diseño B energéticamente eficientes Nota: 1.- Los valores de la columna fusible sin retardo de tiempo se aplican a fusibles de Clase CC de acción retardada. 2.- Los valores de la última columna también cubren los valores nominales de los interruptores automáticos de tiempo inverso no ajustables. 3.- Los motores sincrónicos de bajo par y baja velocidad (usualmente 450 r/min o menos), como los utilizados para accionar compresores alternativos, bombas, etc. que arrancan sin carga, no requieren que el valor nominal de los fusibles o el ajuste de los interruptores automáticos sea mayor al 200 por ciento de la corriente a plena carga. Fuente: NOM-001-SEDE 140 6.2.3. Relevadores inverso. Esto significa, que el relevador opera lentamente a valores pequeños de corrien- Los relevadores de protección más comúnmen- te, pero cuando la corriente se incrementa, el te usados son los relevadores de sobrecorriente tiempo de operación decrece. Los relevadores instantáneos y con retardo de tiempo. Son utili- más utilizados, en los sistemas eléctricos de zados como protección principal y de respaldo. potencia en plantas industriales y clasificados Los relevadores instantáneos proporcionan altas por ANSI/IEEE Std C37.2 son los siguientes, velocidades de disparo, de 0.5 a 2 ciclos. ver Ilustración 6.3, Ilustración 6.4 e Ilustración 6.5: Los relevadores de sobrecorriente instantáneos (50) de estado sólido proporcionan respuesta • 27-Relevador de baja tensión más rápida que los relevadores electromagnéti- • 46-Relevador de corriente de balance de cos. Los relevadores de sobrecorriente con retar- fases do de tiempo (51) de estado sólido, al igual que • los relevadores electromagnéticos con retardo de 47-Relevador de tensión de secuencia de fases tiempo (51), tienen dos ajustes: TAP de corrien- • te pick-up y TIME DIAL (palanca de tiempo). 49-Relevador térmico (sobrecarga térmica) • 50-Relevador de sobrecorriente instantáneo La corriente pick-up es determinada por una • serie de TAP´s discretos para diversos rangos 50G- Relevador de sobrecorriente instantánea de falla a tierra de corriente, lo que permite el desplazamiento • de la curva característica tiempo-corriente del 51-Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo relevador, hacia la izquierda o derecha sobre el • eje de corriente. El ajuste del time dial permite 51G-Relevador de sobrecorriente con retardo de tiempo de falla a tierra el desplazamiento de la curva tiempo-corriente hacia arriba o hacia abajo sobre el eje de tiempo, • 63-Relevador de presión de fluido es decir controla el tiempo necesario para que el • 67-Relevador direccional de sobrecorriente relevador cierre sus contactos. El relevador de sobre corriente con retardo de • 86-Relevador auxiliar de bloqueo • 87-Relevador de sobrecorriente diferencial tiempo (51) tiene la característica de tiempo 141 Ilustración 6.3 Protección para transformadores, con interruptor de potencia en el primario Fuente TC 52 - 1 50 51 TC TC 50N 51N Alternado para 50G Número del Relavador 50G 63 87T TC 51 TC 50 Sobrecorriente instantnea 51 Tiempo de sobre corriente c.a. 63 Presión súbita 67 Sobrecorriente orientable c.a. 87 Diferencial Resistor 51G-1 51G-2 52 - 11 Definición TC N Neutro G Tierra T Transformador Ilustración 6.4 Protección para transformadores con fusible en el primario Fuente Velocidad alta Tierra Switch fusible Número del relevador 51G 51 51N 52 Fuente: IEEE Std 242 142 Definición 51 Tiempo de sobrecorriente a.c. 67 Dirección de sobrecorriente a.c. N Neutro T Transformador G Tierra Ilustración 6.5 Conexiones típicas de transformadores de corriente Neutro Fase A Fase B Fase C 51 51 51 a) Conexión estrella Fase A Neutro Fase C Fase B 51 51 51 gs b) Conexión abierta Fase A Fase C Bobinados de Retencion Fase B A transformador de corriente conectado en estrella Bobinados de operacion B7 Relevador a) Conexión delta Fuente: IEEE Std 242 143 6 . 3. T r a nsfor m a d or e s de i nst ru m e n t o s 14 cación. La letra C indica que el porcentaje de error de relación puede ser calculado y la letra T significa que debe ser determinado mediante pruebas. El número de la clasificación indica la tensión en la 6.3.1. Transformadores de corriente terminal secundaria del transformador de corriente que se entrega a una carga estándar a 20 veces la corriente nominal secundaria sin exceder el 10% Un transformador de corriente (TC) transforma de error de relación. Por otra parte el error de re- la corriente de línea en valores adecuados para lación no debe exceder del 10 % de la corriente, relevadores de protección estándar. Los TC´s tie- a partir de 1-20 veces la corriente nominal a una nen dos devanados, designados como primario y √carga estándar usando como base los grados de secundario. El devanado primario es conectado precisión del relevador. Las normas designan las en serie con el circuito que lleva la corriente de tensiones en la terminal secundaria de 10, 20, 50, línea y el devanado secundario está conectado a 100, 200, 400 y 800. Por ejemplo, un transforma- los dispositivos de protección y de medición. El dor de corriente con una clase de precisión para devanado secundario suministra una corriente relevadores de C-200 significa que el porcentaje en proporción directa y a una relación fija de la de error de relación se puede calcular y no debe corriente del primario. exceder el 10 por ciento de la corriente de 1 - 20 veces la corriente nominal secundaria a una carga Precisión estándar de 2.0 ohm (máxima tensión en la terminal secundaria = 20 x 5A x 2 ohm = 200 volts). El funcionamiento de los relevadores de protec- 20 0 = 20 IZ ción depende de la precisión de transformación = 200 Z = 200 20 I 100 de los transformadores de corriente, no solo de las corrientes de carga sino también de todos Z=2Ω los niveles de corriente de falla. La precisión en elevadas sobrecorrientes depende de la sección transversal del núcleo de hierro, y el número Burden de vueltas en el secundario. Cuanto mayor es la sección del núcleo de hierro, el flujo se puede Carga, En la terminología de transformadores desarrollar antes de la saturación. La saturación de corriente ens la carga conectada a las termi- da como resultado un rápido aumento del error nales del secundario de un TC y se expresa en: de relación. Cuanto mayor sea el número de vueltas secundarias, menor es el flujo requerido 1. Volts amperios, y el factor de potencia para que la corriente secundaria circule a través se especifica a un determinado valor de del relevador. Este factor influye en la carga que corriente 2. Impedancia total en ohm y factor de po- el TC puede llevar sin pérdida de precisión. tencia o Se designa la clase de precisión para relevadores por el uso de la letra C o T y el número de clasifi14 Fuente: ANSI/IEEE C57.13 y IEEE std 242 144 3. De la resistencia en ohm y la componente reactiva El termino carga se utiliza para diferenciar la d) Calcule la impedancia total y los carga del transformador de corriente de la carga Volt-Amperes del circuito, en el secun- del circuito primario. El factor de potencia se re- dario del TC fiere al de la carga y no al del circuito principal. e) Determine la tensión, en las terminales del secundario del TC La Tabla 6.3 muestra especificaciones para al- f) Utilice las curvas tensión-corriente de gunas designaciones de carga. excitación, proporcionadas por el fabricante de los transformadores de corrien- Conexiones te (TC) para la relación seleccionada y determine el porcentaje de error de re- Hay tres formas en las que normalmente se conec- lación tan los secundarios de los transformadores de co- g) Si el porcentaje de error de relación (% rriente, en circuitos trifásicos (ver Ilustración 6.5): e) es menor al 10% el transformador de corriente (TC) seleccionado, es ade- 1. Estrella cuado para operar el burden requerido 2. Delta abierta sin llegar a saturarse y por lo tanto, sin 3. Delts distorsionar el valor de corriente en las terminales del secundario. De otra ma- El criterio para la selección de la relación de los nera disminuya el burden o seleccione transformadores de corriente, es el siguiente: el valor inmediato superior de relación del TC y repita el procedimiento desde a) La corriente en el primario deberá ser el paso (e).Ver Ilustración 6.5 para co- igual o mayor a la corriente del circuito nexiones típicas de transformadores de donde está conectado el TC corriente b) Determine la corriente máxima que circulará en el secundario del TC Con el propósito de ilustrar la selección de los c) Determine el burden en las terminales transformadores de corriente (TC´s), resolvere- de secundario del TC mos el siguiente ejemplo: Tabla 6.3 Cargas Normalizadas para transformadores de corriente (corriente secundaria de 5 Amps) Designación de Carga Resistencia ohms Inductancia mHenrys B-0.1 0.09 0.116 Impedancia ohms Volt-Amperes a 5 Amps. Factor de Potencia 2.5 0.9 Cargas de Medición 0.1 B-0.2 0.18 0.232 0.2 5 0.9 B-0.5 0.45 0.58 0.5 12.5 0.9 B-0.9 0.81 1.04 0.9 22.5 0.9 B-1.8 1.62 208 1.8 45 0.9 B-1 0.5 2.3 1 25 0.5 Cargas de Protección B-2 1 4.6 2 50 0.5 B-4 2 9.2 4 100 0.5 B-8 4 18.4 8 200 0.5 Fuente: IEEE Std -242 145 6.3.2. Ejemplo de selección de los transformadores de corriente c) Determine la corriente de excitación en las terminales del secundario del TC d) Calcule el porciento de error de rela- Considere un transformador de corriente tipo bus- ción, % e hing multirelación de 600:5. El TC está conectado e) El transformador de corriente (TC) se- para una relación de 600:5 y en el circuito secun- leccionado, ¿es adecuado?, diga porque dario se conecta un relevador de sobrecoerriente de fase con accesorio instantáneo, un medidor de Solución watts-horas y un amperímetro. El circuito alambre calibre 10 Awg y el circuito primario tiene a) Calculamos la impedancia total Z y los una capacidad de 24 000 A de corriente de falla, volt-amperes, de los dispositivos que in- cuenta con los siguientes dispositivos: tegran el burden, como sigue: Si consideramos el mayor ajuste de co- 1. Relevador de fase, unidad de tiempo, 4 rriente de los dispositivos del burden, A a 12 A con un burden de 2.38 VA ay se observa que el mayor ajuste, es el del un factor de potencia de 0.375 con un relevador instantáneo con 40 amperes, ajuste del tap de 4 A (146 VA a 40 A con entonces: un factor de potencia de 0.61) Para el relevador de sobrecarga se tiene 2. Relevador de fase, unidad instantánea, 10 A a 40 A, con burden de 4.5 VA a10 A con un ajuste (40 VA a 40 A ay un factor de potencia de 0.20) 146 VA, 40 A, FP=0.61: = 1462 = 0 . 091X VA = I 2 Z " Z = VA I2 ^ 40 h 3. Medidor de watts-horas con burden de Ecuación 6.1 0.77 W y un factor de potencia de 0.54 a 8 veces la corriente de 5 A, FP de0.94 z = arc cos FP = arc cos ^ 0 . 61 h = 52 . 4c 4. Amperímetro con burden de 1.04 VA a 5 A y un factor de potencia de 0.95 5. El conductor del 10 AWG, tiene una Z+z = 0 . 091 + 52 . 4c = 0 . 0555 + j 0 . 0721X impedancia Z = 0.08 ohms, FP = 1.0 6. El TC tiene una resistencia de 0.298 Para el relevador de sobrecorriente instantáneo se tiene, 40 VA, 40 A, FP = ohms a 25 ºC 0.20 Para resolver el ejemplo, se pide que: a) Determine el burden total en las ter- VA = I 2 Z " Z = VA2 = 40 2 = 0 . 025X I ^ 40 h minales del secundario del TC b) Determine la tensión necesaria para el burden total 146 z = arc cos FP = arc cos ^ 0 . 20 h = 78 . 5c Z+z = 0 . 025 + 78 . 5c = 0 . 005 + j 0 . 0245X A una corriente de 40 A, no hay saturación en este tipo de amperímetros. Para el wattorímetro se tiene 0.77 W, VA = I 2 # Z = ^ 40 h2 # 0 . 042 = 67 . 2 VA 5A, FP = 0.54 = 0 . 77 = 1 . 43 VA = W FP 0 . 54 Para el conductor 10 AWG se tiene 0.08 W, FP = 1.0 a una corriente de 40A. = 1 . 43 = 0 . 057 Z = VA ^ 5 h2 I2 VA = I 2 # Z = ^ 40 h2 # 0 . 08 = 128 VA Para el transformador de corriente se tiene 0.298 W, FP = 1.0, a una corriente de z = arc cos FP = arc cos ^ 0 . 54 h = 57 . 3c 40 A. Z+z = 0 . 057 + 57 . 3c = 0 . 031 + j 0 . 048X VA = I 2 # Z = ^ 40 h2 # 0 . 298 = 476 . 8 VA A una corriente de 40 A, el factor de po- El burden total (Bt), en volt-amperes, es: tencia es FP=0.94, entonces: B t = 146 + 40 + 52 . 8 + 67 . 2 + 128 + 476 . 8 = 910 . 8 R = 0 . 031 = 0 . 033X Z = FP 0 . 94 El burden total (Zt) en ohms, es: z = arc cos FP = arc cos ^ 0 . 94 h = 19 . 95c Z t = 0 . 0555 + j 0 . 0721X + 0 . 005 + j 0 . 0245X + 0 . 031 + j 0 . 011X + 0 . 040 + j 0 . 013X Z+z = 0 . 033 + 19 . 95c = 0 . 031 + j 0 . 011X Z+z = 0 . 5095 + j 0 . 1206X = 0 . 5241+ 13. 32° VA = I 2 # Z = ^ 40 h2 # 0 . 033 = 52 . 8 VA Z t' = B2t = 910 . 28 = 0 . 5692 X ^ 40 h I Para el amperímetro se tiene 1.04 VA, 5 A, FP = 0.95 = 1 . 04 = 0 . 042 VA = I 2 # Z " Z = VA I2 ^ 5 h2 Z t' = Z t b) La tensión necesaria, para producir una z = arc cos FP = arc cos ^ 0 . 95 h = 18 . 19c corriente de 40 amperes en el lado secundario, a través del burden del inciso (a), es: Z+z = 0 . 042 + 18 . 19c = 0 . 040 + j 0 . 013X Vt' = I # Z t' = 40 # 0 . 5692 = 22 . 77 V Vt' = I # Z t = 40 # 0 . 524 = 21 . 0 V 147 c) Utilizando las curvas de excitación, TC se conecta y por la forma en que vaya a conectar. elegido, la corriente de excitación Ie’,Ie La mayoría de transformadores de tensión está para los valores de tensión, Vt’ y Vt son: diseñados para proporcionar 120 volts en la terminal secundaria cuando la tensión de placa del sistema se aplica en el primario. Para Vt' , I e' = 0 . 032 Amperes Los transformadores de tensión son capaces de proporcionar un funcionamiento continuo y Para Vt , I e = 0 . 0318 . 0 . 032 Amperes preciso cuando la tensión aplicado en el devanado primario es de +/- 10 por ciento de la tensión d) El porcentaje de error de relación, es: 032 # 100 ٪ e = II e # 100 = 0 .40 s primaria nominal. La clasificación de precisión de los transformadores de potencial tiene un rango de 0.3-1.2, representan porcentajes de corrección de error de relación para obtener una razón verdadera. % e = 0.08 % Estas precisiones son lo suficientemente altas para que cualquier transformador estándar sea e) El transformador de corriente de 600/5A adecuado para los propósitos de protección de seleccionado, es adecuado. Porque él %e, relevadores, siempre y cuando se apliquen en es mucho menor que el 10 %, es decir: áreas al aire libre y considerando los límites de tensiones térmicos . 0.08% % 10% El burden de un transformador de potencial, se da en volts-amperes (VA) y es calculado por simples 6.3.3. Transformadores de potencial sumas aritméticas de los volt-amperes (burdens) de los dispositivos conectados al secundario del transformador de potencial. Un transformador de tensión (potencial) es basicamente un transformador convencional consti- Si la suma está dentro del burden típico, el TP se tuido por una bobina primaria y una secundaria, desempeñará satisfactoriamente, en el rango de colocadas en una base común. Los transforma- tensión desde 0 por ciento hasta 110 por ciento dores de tensión estándar, son unidades monofá- de la tensión de placa. sicas diseñadas y construidas de manera que la tensión secundaria mantiene una relación fija En los sistemas industriales, es común que los con la tensión primaria. La tensión nominal pri- transformadores de potencial sean conectados en maria requerida de un transformador de poten- delta abierta o estrella. Particularmente para me- cial se determina por la tensión del sistema al que dición, los TP's se conectan en estrella. 148 6 .4. P ro t ec c ión de equ i p o 1 5 peraturas de aislamientos, deberá obtenerse de En la Ilustración 6.6 se muestra una curva de La protección térmica, para condiciones de so- coordinación de protecciones en una subestación brecarga de gran duración, normalmente se ob- con motores para casos mas específicos del pro- tiene de los relevadores de sobrecorriente con yectista consulte la IEEE Std 242. retardo de tiempo (dispositivo 51 en la Ilustra- información de fabricante de transformadores. ción 6.3 los cuales deben operar antes de que el relevador responda). 6.4.1. Protección de transformadores El arreglo preferido para protección de transformadores se muestra en la Ilustración 6.3. El tipo y alcance de la protección para transfor- Los relevadores diferenciales dispositivo 87 son madores, en sistemas de potencia industriales, utilizados como la protección básica. La sensi- obedece al compromiso entre la importancia bilidad de la protección de falla a tierra es pro- misma del transformador y la sensibilidad, ve- porcionada por los dispositivos 50G y 51G. La locidad, coordinación y costo del esquema de protección de sobrecarga, protección de falla en protección. La mayoría de las aplicaciones de BUS y protección de respaldo, es proporciona- protección al transformador son cubiertas en la da con el dispositivo 51 en el lado secundario siguiente guía práctica. del transformador. La protección de respaldo de cortocircuito en el primario se proporciona con Normalmente el transformador es protegido el dispositivo 50/51, revelador de presión súbita. contra: La Ilustración 6.4 muestra el esquema de pro• Sobrecarga térmicas tecciones mínimas para transformadores. La • Sobrecorriente de fase protección contra cortocircuito la proporciona • Sobrecorriente de fase a tierra el fusible limitador de corriente en el primario, • Sobrecorriente de baja magnitud (sobre- la protección de sobrecorriente con retardo de carga) tiempo la proporciona el relevador 51 y adicionalmente el relevador protege al transformador contra sobrecargas térmicas. La protección térmica, es un dispositivo actuado térmicamente. Tiene switches para control automático de equipo auxiliar de enfriamiento y Si el transformador es de baja capacidad o no es para alarma por alta temperatura. El switch de lo suficientemente importante en su aplicación, alta temperatura será ajustado a una temperatu- la protección mostrada en las Ilustración 6.7 e ra mayor al valor de la temperatura de pérdidas Ilustración 6.8 es recomendada, como protec- de aislamiento acelerado. Los valores de tem- ción mínima de transformadores de distribución. 15 Fuente: IEEE Std 242 149 Ilustración 6.6 Protección de falla a tierra con relés de sobrecorriente para una carga de 11 kW de un motor 1000 51 G1 TOL RELAY Tiempo en segundos 100 10 ARC Falla Daño de Curvas 1800 kW-CY 480 V Rango de desconexión del MAG 51 G2 MCC Muy inverso 10 000 kW-CY 30 A MAG Desconectador 90 A TD 10 Arancador 84 A TD 10 TOL Extremadamente inverso 1 Subestación M 51 G2 0.1 .01 100 1000 Corriente en amperes Fuente: IEEE Std 242 150 MOTOR Daño de Curvas 51G1 51G2 51 G1 30 A HFB MAG TRIP ONLY 15 hp 10 000 Ilustración 6.7 Subestación C:1.5 MVA, 480Y/277 V 1.5 MVA 13.8 kV- 480 Y/277 V Z=5.75% 2500 A *omitir unidades similares 800 A (2) 500 kcmil por fase 70ft (2) 350 por kcmil por fase 50ft (1) 500 kcmil por fase * (1) 500 KCMIL neutro 70ft 300 kvar Capacitor 480Y/277 V 480 V Centro de control de motor 6 (control de motor no incluido) Panel de iluminación principal M1 (Panel de ilumunación no incluido) Ilustración 6.8 Dimensionamiento fusibles de baja tensión para protecciones secundaria del trasformador 13.2kV 50 E 1000 kVA, 208 Y/120 V, 3-Fases, 4-Hilos 2776 A a plena carga 3000 A Fusible Clase L Fuente: IEEE Std 242 151 6.4.2. Protección de motores protección de fallas a tierra, se utiliza el relevador de sobrecorriente, dispositivo 50 G. Las condicio- La protección mínima recomendada para motor nes de baja tensión, desbalance de tensión, y fases de tensión media se divide en 2 grupos: para mo- invertidas, las detecta el relevador 27/47. tores menores a 1 500 h.p. y para motores de 1 500 h.p. y mayores. Los arrancadores repetitivos que ocurren en un breve período, desarrollan altas temperaturas en el Para la protección de un motor de tensión media, estator. Esto se evita, utilizando relevadores tem- se debe considerar: porizadores en el esquema de control. La protección térmica: Motores de inducción de 1 500 h.p. y mayores • Sobrecargas En la Ilustración 6.9 la protección de sobrecarga • De rotor bloqueado térmica es proporcionada por el relevador de temperatura dispositivo 49, el relevador monitorea la La protección contra fallas: temperatura del estator por medio de detectores de temperatura de resistencias (RTD´s). • Tres fases • De fase a fase La protección a rotor bloqueado, puede ser propor- • De una fase a tierra cionada con un relevador de sobrecorriente, dis- • De dos fases a tierra positivo 51, cuando el tiempo de rotor bloqueado excede el tiempo de aceleración. Las condiciones de operación anormales: La protección principal para un motor grande, es • Baja tensión proporcionada con el relevador diferencial, dispo- • Desbalance de corriente o tensión sitivo 87, el esquema diferencial utiliza un total de • Fases invertidas 6 transformadores de corriente y 3 relevadores di- • Arranques repetitivos (prearranques) ferenciales. Pérdida de excitación El desbalance de corriente en el circuito del motor es detectado con el relevador 46. Como protección Motores de inducción menores de 1 500 h.p. contra baja tensión, rotación de fase invertida, se utiliza el relevador, dispositivo 27/47. En la Ilustración 6.9 la protección de sobrecarga térmica, es proporcionada por el dispositivo 49. En adición a los dispositivos de protección básicos, indicados en la Ilustración 6.10 y Ilustración 6.11, La protección a rotor bloqueado se proporciona el motor síncrono requiere protección para su circui- con el relevador de sobrecorriente, dispositivo 51, to de campo. El relevador dispositivo 55, proporcio- para detectar fallas se utilizan tres relevadores de na protección contra perdidas de corriente de exci- corriente instantáneos, dispositivo 50 y para la tación. 152 6.4.3. Protección de alimentadores La Ilustración 6.11 muestra una alternativa de protección de motores de inducción en tensión media, utilizando fusibles limitadores de corriente para protección de cortocircuito, en combinación Normalmente la mayoría de los sistemas in- con el arrancador del motor, la protección de so- dustriales son alimentados por compañías su- brecarga térmica, dispositivo 49 y la protección de ministradoras de energía, a través de alimen- falla a tierra la proporciona el relevador 50 GS, la tadores. protección de sobrecarga de respaldo utiliza el reLa mínima protección para estos circuitos de levador 51. alimentación consiste de los relevadores de Nota: Para los esquemas presentados, la posición sobrecorriente, dispositivos 50/51 para pro- de las clavijas de conexión para los interruptores tección de otros circuitos y sobrecargas y del removibles, dependerá de los equipos y accesorios relevador 51 GS para proteger contra sobreco- conectados a ellos. rrientes de fase a tierra. La Ilustración 6.12 muestra la protección mínima La Ilustración 6.13 muestra el arreglo de pro- para motores en baja tensión, el interruptor ter- tecciones mínimas de un alimentador. Las momagnético, que proporciona protección contra protecciones mostradas en la Ilustración 6.13 cortocircuito y contra sobrecarga; los elementos pueden ser sustituidas por un interruptor elec- térmicos (OL´S) proporcionan la protección de so- tromagnético, para proporcionar protección brecarga térmica. de cortocircuito, sobrecargas y protección de fase a tierra en alimentadores principales en baja tensión. Para la relación de TC y TP ver libro de Selección de equipos y materiales electromecánicos de MAPAS, norma IEEE 242 e IEEE 141 (red book). 153 Ilustración 6.9 Protección de motores de inducción de 1500 h.p. y mayores Lado de la fuente TP 87 27 47 52 49 TC 50 51 TC TC 50 51 TC 46 TC M Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 154 Ilustración 6.10 Protección de motores de inducción menores a 1 500 h.p., con interruptor de potencia Lado de la fuente Fusible TP 27 47 52 49 TC 50 51 TC TC 50 GS M Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 155 Ilustración 6.11 Protección de motores de inducción con combinación arrancador-fusible y menores de 1500 h.p. Fusible Fusible TP 27 47 49 TC 50 GS 50 GS TC 50 51 TC M Fuente: Conagua, NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 156 Ilustración 6.12 Protección aceptable para motores de la National Electric Code (NEC) Cortacircuitos termomagnético Fusible Arranque del motor magnético con relay de sobrecorriente térmico Arranque del motor magnético con relay de sobrecorriente térmico M 100 hp Inducción M 100 hp Inducción Fuente: NEC- Hand book Ilustración 6.13 Protección del alimentador principal en media tensión Alimentación 52 50 51 TC TC 50 GS Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 157 6 . 5. Co or di nac ión de di sp o si t i vo s de pro t ec c ión de sobr ec or r i e n t e 16 Cuando se trazan las curvas tiempo-corriente, en el estudio de coordinación ciertos intervalos de tiempo se deben mantener entre los dispositivos de protección para asegurar una correcta operación secuencial de los dispositivos. Estos intervalos se requieren porque: 6.5.1. Requerimientos mínimos de coordinación de protecciones de sobrecorrientes • Los relevadores tienen sobrecarrera • Los fusibles tienen tolerancias de operación • Corrientes de cortocircuito. Es necesario obte- Los interruptores tienen velocidades de operación ner para cada bus local, del sistema eléctrico en estudio, las siguientes corrientes de cortocircui- Estos intervalos de tiempo son llamados már- to: genes usualmente es de 0.3 a -0.4 s. Cuando se están coordinando relevadores de sobre• • Máxima y mínima corriente de corto corriente de tiempo inverso. Este intervalo es circuito de una y tres fases momentánea medido entre relevadores en serie, en el ajuste (primer ciclo) instantáneo o corriente de cortocircuito que Máxima y mínima corriente de corto cir- puede fluir a través de ambos dispositivos si- cuito en trifásica que debe interrumpir multáneamente. (1.5 ciclos a 8 ciclos) • • Máxima y mínima corriente de corto cir- En los relés de sobrecorriente temporizados de cuito trifásica 30-ciclos tipo “tiempo inverso”, el tiempo para operación d) Máxima y mínima corriente de falla es inversamente proporcional a la magnitud de a tierra la corriente observada. Las corrientes momentáneas son usadas para Existen varios tipos de curvas de tiempo inverso seleccionar y/o ajustar las unidades de disparo las cuales, por lo general, se modelan mediante instantáneas. Las corrientes interruptivas, per- ecuaciones exponenciales, como por ejemplo: miten establecer el intervalo de coordinación y la sensibilidad de la protección para el desarrollo del método de cortocircuito, referirse al capítulo 4 y los intervalos de tiempo. 16 Fuente: ANSI C37.43, CFE-K0000-13, NOM-IEEESTD-242, NOM-001-SEDE y ANSI/IEEE C57.109. 158 toperación = a ^ DIAL h segundos ^ Mn - 1h Ecuación 6.2 donde: define la característica de los fusibles K y T. toperación = Tiempo a = Constante de curva n = Constante de curva DIAL = Factor de escala para un tipo de curva dado M = Relación entre la corriente observada por el relé y la corriente de arranque Tres puntos son establecidos para adecuadamente definir la curva del fusible: 0.1, 10 y 300 segundos. • Curva de Mínimo Tiempo de fusión MMT: Es el tiempo en que el elemento fusible comienza a fundirse para despejar la falla • Curva de Tiempo Máximo de Aclara- Ver Tabla 6.4 Constantes de forma para ecua- miento MCT: Es el tiempo en el que el ción exponenciales. elemento fusible se funde y despeja la falla (tiempo de fusión del elemento fu- La Ilustración 6.14 muestra el margen entre re- sible más tiempo de extinción del arco) levadores. Cuando se usan relevadores de estado sólido la sobrecarrera es eliminada y el margen Esto es mostrado en la Ilustración 6.15 e Ilus- reducido. tración 6.16. Cuando se están coordinando relevadores con Para el caso de fusibles y relevadores, la mayoría fusibles hacia abajo en la cascada, el tiempo de de los fabricantes disponen de algunas alterna- apertura del circuito no existe para el fusible tivas en cuanto a la velocidad de operación se y el intervalo puede reducirse. ANSI C37.43 refiere, ver Ilustración 6.17. Tabla 6.4 Constantes de forma para ecuación exponencial Tipo de curva a n Tiempo inverso estándar 0.14 0.02 Muy inversa 13.5 1 Extremadamente inversa 80 2 Tiempo inverso largo 120 1 Fuente: Norma IEC 159 Ilustración 6.14 Curva característica de tiempo corriente de un relé de tiempo inverso 50 40 30 20 10 9 8 7 6 5 4 Unidad de tiempo 2 1 .9 .8 .7 .6 10 9 8 7 6 .5 5 .4 4 .3 3 .2 .1 .09 .08 .07 .06 .05 2 1 ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 910 20 Configuracion de multiples de pick-up Fuente: IEEE Std 242 160 30 40 50 Configuracion del Time Dial Tiempo en segundos 3 Ilustración 6.15 Curvas típica (TCC) para un fusible limitador de corriente Tiempo en segundos 1000 100 Despegado total 10 1 Mínimo de fusión 0.1 0.01 100 10 1000 10000 Corriente en amperes Fuente: IEEE Std 242 Ilustración 6.16 Curvas típica TCC para un fusible de expulsión 1000 Tiempo en segundos 100 10 Despegado total 1 Mínimo de fusión 0.1 0.01 10 100 1000 Corriente en amperes Fuente: IEEE Std 242 161 10000 100000 Ilustración 6.17 Criterio de coordinación fusible- relevador t [s] TIT 52T TMF lcc Max 51 TIT: Tiempo de interrupción total TMF: Tiempo mínimo de fusión t1<0.75 t2 t2 t1 52T Icc Max 162 I [A] 6.5.2. Interpretación de curvas de operación de dispositivos de sobrecorriente Curvas características tiempo-corriente: En una curva característica tiempo-corriente ordinaria, el tiempo cero es considerado, el tiempo en que ocurre la falla y todos los tiempos mostrados en la curva, son el tiempo transcurrido desde ese Pick-up: El término pick-up ha adquirido dife- punto. Para un sistema radial, todos los dispo- rentes significados. Para muchos dispositivos, sitivos entre la falla y la fuente, experimentan pick-up, es la corriente mínima que inicia una las mismas corrientes de falla, hasta que uno de acción. Exactamente es usado, cuando se está ellos interrumpe el circuito. describiendo la característica tiempo - corriente de un relevador. También es usado cuando se En un estudio de coordinación las curvas tiem- está describiendo la unidad de disparo de un in- po-corriente son acomodadas, para que la re- terruptor de potencia en baja tensión. El término gión de abajo y a la izquierda de ellas, represente no aplica exactamente para el disparo térmico, la región de no operación. Las curvas represen- de un interruptor en caja moldeada. La corrien- tan un conjunto de pares ordenados tiempo-co- te pick-up de un relevador de sobrecorriente, es rriente que indican el período de tiempo reque- el valor mínimo de corriente que causará que el rido para la operación del dispositivo a un valor relevador cierre sus contactos. Para dispositivos de corriente seleccionado. actuados por solenoide, el TAP usualmente corresponde a la corriente pick-up. Las curvas de los relevadores usualmente son representadas por una sola línea. Las curvas de los Para interruptores de potencia de baja tensión, interruptores de baja tensión, son representadas pick-up, es el valor calibrado de corriente mí- como bandas. La banda representa el intervalo nima, de la unidad de disparo, necesaria para de tiempo a una corriente seleccionada, durante disparar el interruptor. Una unidad de disparo el cual, se espera la interrupción del circuito. Es con un retardo de tiempo largo, retardo de tiem- decir, la banda representa el área de operación. po corto y característica instantánea, tendrá 3 valores pick-up, en términos de múltiplos o por- Analizando el tiempo máximo, desde que co- centajes, de la corriente de disparo. Para los in- mienza a fluir la corriente I, dentro de la cual se terruptores en caja moldeada con elementos de garantiza la operación del dispositivo de protec- disparo térmico la corriente normal es dada en ción. Es el tiempo máximo desde la iniciación amperes. El ajuste magnético podría ser llamado del flujo de corriente I, dentro del cual, la co- pick-up, de la misma manera que los interrupto- rriente debe ser normalizada para asegurar que res de potencia de baja tensión. Los fusibles, uti- el dispositivo de protección no operará, debido lizan rangos de corriente en amperes en vez de al impulso de la unidad de disparo. rangos pick-up. Los fusibles con doble elemento, utilizan un elemento para la protección de so- K = 8 . 293, brecarga y el otro elemento para la protección I c = KI de cortocircuito. Ver Tabla 6.19, para valores tiempo-corriente. 163 6.6. Co or di nac ión de a i sl a m i e n t o 17 6.6.1. Determinación de las tensiones de aguante requeridas El procedimiento para la determinación de las tensiones de aguante de coordinación consiste La determinación de las tensiones de aguante en determinar los valores más bajos de la ten- requeridas del aislamiento consiste en convertir sión de aguante del aislamiento que cumplen el las tensiones de aguante de coordinación a las criterio de comportamiento, en los casos en que condiciones apropiadas de la prueba normaliza- se les somete a las sobretensiones representati- da. Esto se realiza multiplicando las tensiones vas, bajo las condiciones de servicio. de aguante de coordinación por factores que compensan las diferencias entre las condiciones Las tensiones de aguante de coordinación del reales de servicio del aislamiento y aquellas de aislamiento tienen la forma de las sobretensio- las pruebas de tensión de aguante normalizadas nes representativas de cada clase, y sus valores se obtienen multiplicando las sobretensiones re- Los factores que se aplican deben compensar las presentativas por un factor de coordinación; este condiciones atmosféricas por el factor de correc- factor depende de la precisión en la evaluación ción atmosférico Kt y por los efectos que se listan de las sobretensiones representativas, de la esti- a continuación por un factor de seguridad Ks. mación empírica o estadística de la distribución de las sobretensiones y las características del Efectos combinados en el factor de seguridad K*: aislamiento. • Las diferencias en el ensamble del equipo Las tensiones de aguante de coordinación pue- • La dispersión en la calidad del producto den determinarse, ya sea, con tensiones de • La calidad de la instalación aguante convencionalmente supuestas o con • El envejecimiento del aislamiento durante la vida útil esperada tensiones de aguante estadísticas. Esto afecta el procedimiento de determinación y el factor de • Otras influencias desconocidas coordinación. Si estos factores no pueden evaluarse individualLa simulación de sobretensiones simultánea- mente, debe adoptarse un factor de seguridad mente con la evaluación del riesgo de falla, general (Ks), el cual se obtiene de acuerdo a las con las características adecuadas de aisla- condiciones del sistema (consultar la NMX-J-1 miento, permite determinar directamente las 50/2-ANCE). El factor de corrección atmosféri- tensiones de aguante de coordinación estadís- co Kt es aplicable sólo para aislamientos exter- ticas sin tener que determinar las sobretensio- nos. Debe aplicarse Kt para tomar en cuenta las nes representativas,también se debe contem- diferencias entre las condiciones atmosféricas plar las distancia de fuga recomendadas ver normalizadas de referencia y aquellas que se es- Tabla 6.20. peran en servicio. 17 Fuente: NMX-J-150/1 164 Para realizar la corrección por altitud, debe apli- deben considerarse al seleccionar el ni- carse el factor de corrección por altitud Ka, el vel de aislamiento nominal del equipo. cual considera sólo la presión atmosférica pro- b) Categoría II: superior a 245 kV. Esta ca- medio correspondiente. El factor de corrección tegoría cubre principalmente los siste- por altitud Ka tiene que aplicarse cualquiera que mas de transmisión sea la altitud. 6.6.4. Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente 6.6.2. Lista de tensiones de aguante nominales normalizadas a 60 Hz Para desarrollar un estudio de coordinación de los dispositivos de sobrecorriente de un siste- Los valores eficaces siguientes, que se expresan ma de potencia eléctrico, es necesario tomar en en kV, son tensiones de aguante normalizadas: cuenta los siguientes pasos: 10, 19, 20, 28, 35, 38, 50, 70, 95, 140, 185, 1. Diagrama unifilar 230, 275, 325, 360, 395, 460. Dibuje el diagrama unifilar parcial o Los valores eficaces siguientes, que se expresan completo del sistema en estudio. Como en kV, son tensiones de aguante recomendadas: mínimo debe contener las potencias de 510, 570, 630, 680 todas las cargas eléctricas y transformadores, las tensiones, impedancias y co- Los valores cresta siguientes, que se expresan nexiones de todos los transformadores, en kV, son tensiones de aguante normalizadas: con sus características de sobrecargas en 20, 40, 45, 60, 75, 95, 110, 125, 145, 150, 170, las condiciones de carga conectada y en 200, 250, 325, 380, 450, 550, 650, 750, 850, operación. Las tensiones en cada bus del 950, 1 050, 1 175, 1 300, 1 425, 1 550, 1 675, sistema, datos generales de cortocircuito 1 800, 1 950, 2 100, 2 250, 2 400. en cada bus del sistema, tamaños, tipos y temperaturas de conductores eléctricos, relaciones de transformadores de corrien- 6.6.3. Categorías de tensiones máximas de los equipos te. Capacidad de interruptores de baja tensión y fusibles 2. Estudios de corrientes de cortocircuito Las tensiones máximas normalizadas para los equipos se dividen en dos categorías: Calcule los valores de corriente de cortocircuito, en cada bus del sistema. Deter- a) Categoría I: mayor que 1 kV hasta e in- mine las corrientes momentáneas e inte- clusive 245 kV. Esta Categoría cubre los rruptivas del cortocircuito, para todos los sistemas de distribución y transmisión. niveles de tensión del sistema (consultar Por lo tanto, los aspectos operacionales capítulo de cortocircuito) 165 3. Selección de la escala de corriente se aplica el procedimiento anterior y se Seleccione una escala de corriente, que tabulan los siguientes valores, para cada permita minimizar multiplicaciones y ma- punto de la gráfica (Ver Tabla 6.5). nipulaciones de ajustes de los dispositivos Posteriormente se trazan las parejas or- de protección en estudio. denadas tiempo - IR para obtener la grá- Método de la tensión base: Considere un fica, de valores referidos a una tensión sistema de potencia eléctrico con más de base, normalmente la variable tiempo una transformación de tensión, de esta es dada en segundos, In en amperes y la manera, es necesario referir corrientes constante K=(Vn/V b). de diversas tensiones, a una sola tensión Para seleccionar de tensión base, consi- llamada tensión base. Si consideramos dere lo siguiente: que un equipo eléctrico tiene potencia coordinación, en el lado de la carga, constante, decimos que: debe quedar totalmente dentro de la V I = V I , para V ! V 1 1 2 2 1 2 hoja logarítmica (límite inferior), es Ecuación 6.3 I !I 1 a) El primer dispositivo de la ruta de decir, IR mayor o igual a Im (es la corriente mínima, representada en la hoja logarítmica) 2 Ecuación 6.4 b) El límite superior del rango de co- De este principio elemental de potencia rrientes de coordinación se deter- constante, tenemos: mina, considerando la corriente de cortocircuito máxima del sistema en P = Vn # I n estudio, es decir: Ecuación 6.5 I R = k # I cc Despejando IR Ecuación 6.6 I R = Vn # I n Vb donde: Para Icc=Corriente de cortocircuito Vn = Tensión nominal In = Corriente nominal Vb = Tensión base IR = Corriente referida máximo. K = ` Vcc j Vb Entonces: IR menor o igual a Im Para: Im= Corriente máxima de la La corriente referida IR se obtiene mul- hoja logarítmica tiplicando el factor (Vn/V b) por la co- c) En caso, de que no se cumplan las res- rriente nominal In, para un tiempo t se- tricciones anteriores de los límites in- gundos y así, obtener un par ordenado ferior y superior, parcial o totalmente, tiempo-corriente referida, a una ten- la tensión base se multiplicará por un sión base. Si se desea obtener una curva factor, hasta obtener un multiplicador completa, referida a una tensión base, que cubra los dos límites requeridos. 166 Generalmente, se utilizan números La corriente de interrupción transito- enteros, para designar el multiplica- ria es igual a: dor, (por ejemplo: 10 100.) 1.76 veces la corriente a rotor bloqueado, para tensión media 4. Características básicas de disparo 1.5 veces la corriente a rotor blo- Prepare la hoja logarítmica con la escala queado, para baja tensión de corrientes y multiplicadores de esca- La corriente a rotor bloqueado es la, para cubrir la representación gráfica igual a: de todos los dispositivos de protección 6 veces la corriente a plena carga, de la cascada, desde la carga hasta la para motores de inducción y motores fuente, trace los valores de corriente de síncronos con factor de potencia FP cortocircuito, corrientes de interrupción, =1 y cargas de baja inercia corrientes nominales, corrientes de so- 9 veces la corriente a plena carga, brecargas, corrientes de rotor bloqueado, para motores síncronos con FP =1 y corrientes magnetizantes, de los trans- cargas de alta inercia formadores, motores y conductores de El tiempo de duración de la corrien- los circuitos de la protección. te a rotor bloqueado, varía de 5 - 30 Las corrientes de carga máxima junto segundos (Ver Tabla 6.6) con las corrientes de cortocircuito máxib) Condiciones mas, determinan los límites superior e de operación para inferior de corrientes, en los cuales los transformadores dispositivos de protección deben operar. La capacidad de sobrecarga depende Los ajustes de los dispositivos de pro- de tipo de enfriamiento: tección deben ser insensibles a las co- ONAN/ONAF: Autoenfriado y en- rrientes normales del equipo, es decir, friado por aire forzado. corrientes a plena carga, corrientes de ONAN/ONAF/ONAF: Autoenfria- sobre carga permisibles y corrientes de do y con dos pasos de enfriamiento arranque. Estos datos se obtienen de las por aire forzado placas impresas en el equipo o de están- La Tabla 6.7 muestra los factores de dares de diseño. Si no fuera posible obte- enfriamiento y de temperatura que ner estos datos, considere las siguientes multiplican a la corriente a plena aproximaciones: carga. La corriente de interrupción magnetizante es igual a: a) Condiciones de operación para moto- • res 12 veces la corriente a plena carga, para subestaciones primarias Considere un factor de servicio FS • =1, es decir, no se considera capaci- 8 veces la corriente a plena carga, para subestaciones secundarias dad de sobrecarga. 167 • • 8-25 veces la corriente a plena 5. Curvas de daño carga, para transformadores tipo Determine los límites térmicos de los seco de baja tensión equipos protegidos, trazando las curvas de El tiempo de duración para todos daño para transformadores, motores (in- los casos es de 0.1 s. formación de fabricante), cables (información de fabricante). c) Requerimientos mínimos de protec- El límite térmico para el motor se inter- ción para motores: preta como el máximo tiempo de bloqueo Para motores arriba de 600 V, el (stall time), en que el motor puede con- NEC artículo 430 parte J requiere tinuar operando con magnitudes de co- que cada motor sea protegido con- rriente a rotor bloqueado sin sufrir daño. tra sobrecargas peligrosas y fallas El límite térmico para el transformador, es de arranque, con protectores térmi- interpretado por ANSI/IEEE C57.12.00 cos internos o sensores de corriente como la CURVA ANSI, en la cual repre- externos. También, la protección de senta los esfuerzos mecánicos y térmicos fallas de sobrecorriente, por medio causados por el cortocircuito en un pe- de interruptores, o fusibles. ríodo de tiempo. Para obtener la CURVA Para motores de 600 V y menores ANSI, siga los siguientes pasos: también requieren protección de Determine la categoría del transformador, sobrecarga y corriente. Para protec- utilizando la Tabla 6.10. Seleccione la cur- ción de sobrecarga, requiere un dis- va de daño de acuerdo a la categoría selec- positivo, en cada fase, con el ajuste cionada del transformador, de las ilustra- de disparo a no más de los siguientes ciones siguientes: porcentajes de la corriente a plena Para categoría I. Ilustración 6.18 carga del motor: Para categoría II. Ilustración 6.19 Para categoría III. Ilustración 6.20 • Motores con factor de servicio FS, Para categoría IV. Ilustración 6.21 menores de 1.15 =125 % • • Motores con aumento de tempe- 6. Curvas características tiempo-corriente ratura no mayor de 40ºC = 125 % Finalmente, para completar la represen- Todos los demás motores = 115 % tación gráfica del estudio de coordinación de sobrecorriente, trace las curvas Para la protección de sobrecorriente, el tiempo-corriente de operación de la pro- ajuste sea puesto a no más de los por- tección, para mostrar los ajustes finales centajes de corriente a plena carga. de los relevadores de sobrecorriente, interruptores con unidad de disparo de d) Requerimientos mínimos de protección para transformadores acción directa y fusibles utilizados en el sistema eléctrico de potencia en estudio. Se resumen las consideraciones de protección y ajustes, mostrados en las Tabla 6.8 y Tabla 6.9. 168 Tabla 6.5 Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente Punto Tiempo In IR 1 T1 I1 K11 2 T2 I2 K12 3 T3 I3 K13 4 T4 I4 K14 Tabla 6.6 Motores de inducción de rotor bloqueado Letra código Kilovoltamperes por caballo de fuerza con el rotor bloqueado A 0 – 3.14 B 3.15 – 3.54 C 3.55 – 3.99 D 4.0 – 4.49 E 4.50 – 4.99 F 5.0 – 5.59 G 5.60 – 6.29 H 6.30 – 7.09 J 7.10 – 7.99 K 8.0 – 8.99 L 9.0 – 9.99 M 10.0 – 11.19 N 11.20 – 12.49 P 12.50 – 13.99 R 14.0 – 15.99 S 16.0 – 17.99 T 18.0 – 19.99 U 20.0 – 22.39 V 22.40 en adelante Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 6.7 Capacidades normativas de transformadores Capacidad (MVA) Clase de enfriamiento 5/6,25 ONAN/ONAF 7,5/9,375 ONAN/ONAF 12/16/20 ONAN/ONAF/ONAF 18/24/30 ONAN/ONAF/ONAF 24/32/40 ONAN/ONAF/ONAF Fuente: CFE-K0000-13 169 Tabla 6.8 Valor nominal o ajuste máximo de la protección contra sobrecorriente para transformadores de más de 600 volts (como porcentaje de la corriente nominal del transformador) Limitaciones sobre el lugar Impedancia nominal del transformador Cualquier lugar No más del 6% (ver Nota 3). Más de 600 volts 600 volts o menos Interruptor automático (ver la Nota 4) Valor nominal del fusible Interruptor automático (ver la Nota 4) Valor nominal del fusible Valor nominal del interruptor automático o fusible 600% 300% 300% 250% 125% (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) 400% 300% 250% 225% 125% (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) (ver Nota 1) 300% 250% No se exige No se exige No se exige 300% 250% 250% (ver Nota 5) (ver Nota 5) (ver Nota 5) 250% 250% 250% (ver Nota 5) (ver Nota 5) (ver Nota 5) Más del 6%, pero máximo el 10% Lugares supervisados únicamente Protección del secundario (ver la Nota 2) Protección del primario, más de 600 volts Cualquiera (ver Nota 1) (ver Nota 1) No más del 6% 600% 300% Más del 6% pero máximo el 10% 400% 300% Notas: 1.Cuando el valor nominal del fusible o el ajuste del interruptor automático exigido no correspondan a un valor nominal o ajuste estándares, se permitirá tomar el valor nominal o ajuste estándar inmediatamente superior. 2.Cuando se exija protección contra sobrecorriente del secundario, se permitirá que el dispositivo de protección contra sobrecorriente del secundario esté compuesto por un máximo de seis interruptores automáticos o seis grupos de fusibles agrupados en un lugar. Cuando se utilicen dispositivos múltiples de protección contra sobrecorriente, el total de los valores nominales de los dispositivos no debe exceder el valor permitido para un solo dispositivo de protección contra sobrecorriente. Si como dispositivo de protección contra sobrecorriente se utilizan tanto interruptores como fusibles, el total de los valores nominales del dispositivo no debe exceder el permitido para los fusibles. 3.Un lugar supervisado es aquel en que las condiciones de mantenimiento y supervisión aseguren que solamente personal calificado supervisará y prestará servicio a la instalación de transformadores. 4.Los fusibles accionados electrónicamente que se puedan ajustar para abrir a una corriente específica se deben ajustar de acuerdo con los ajustes para interruptores automáticos. 5.Se permitirá que un transformador equipado por el fabricante con protección térmica coordinada contra sobrecarga no tenga protección independiente del secundario Tabla 6.9 Valor nominal o ajuste máximo de la protección contra sobrecorriente para los transformadores de 600 volts y menos (como un porcentaje nominal de la corriente nominal del transformador) Protección del primario Método de protección Corrientes de 9 amperes o más Protección del secundario Corrientes de menos de 9 amperes Corrientes de menos de 2 amperes Corrientes de 9 amperes o más Corrientes de menos de 9 amperes Protección del primario solamente 125 % (véase nota 1) 167% 300% No se requiere No se requiere Protección del primario y secundario 250 % (véase nota 3) 250 % (véase nota 3) 250 % (véase nota 3) 125 % (véase nota 1) 167 % NOTAS: 1.Cuando el 125 por ciento de la corriente no corresponde a un valor estándar de un fusible o interruptor automático no ajustable, se permitirá elegir el valor nominal estándar inmediatamente superior. 2.Cuando se exija protección contra sobrecorriente en el secundario, se permitirá que el dispositivo de sobrecorriente del secundario esté compuesto por máximo seis interruptores automáticos o seis grupos de fusibles agrupados en un lugar. Cuando se utilicen dispositivos múltiples de protección contra sobrecorriente, el total de todos los valores nominales de los dispositivos no deben exceder el valor permitido para un solo dispositivo de protección contra sobrecorriente. 3.Se permitirá que un transformador equipado por el fabricante con protección térmica coordinada contra sobrecarga y dispuesta para interrumpir la corriente del primario, tenga protección contra sobrecorriente en el primario con valor nominal o ajuste a un valor de corriente que no sea más de seis veces la corriente nominal del transformador, para transformadores que no tienen una impedancia de más del 6 por ciento y no más de cuatro veces la corriente nominal del transformador, para transformadores que tienen una impedancia de más del 6 por ciento pero no más del 10 por ciento. Fuente: NOM-001-SEDE 170 Ilustración 6.18 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría I 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 3000 Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que se producirán con frecuencia o con poca frecuencia 1000 900 800 700 600 500 400 300 1250 12 I = Corrientede falla simetrica en tiempos de corrientes normal base (ANSI/IEEE C57.12.00) Nota: La máxima capacidad de resistencia de cortocircuito de trasformadores categoría I esta definido en (ANSI/IEEE C57.12.00). I= Tiempo en segundos 200 100 90 80 70 60 50 40 30 2000 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 90 80 70 60 50 40 30 20 20 10 9 8 7 6 5 4 10 9 8 7 6 5 4 3 3 2 2 Punto-división de la curva 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 .3 .3 .2 .2 .1 .1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Tiempos de corrientes normal base Fuente: IEEE-STD-242 171 Tiempo en segundos 2000 Ilustración 6.19 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría II 3000 Tiempo en segundos 2000 Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que ocurren con poca frecuencia (típicamente no más de 10 en vida útil del transformador) Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que ocurren con poca frecuencia (típicamente no más de 10 en vida útil del transformador) 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 900 800 700 600 500 400 1000 900 800 700 600 500 400 300 300 200 200 100 90 80 70 60 50 40 100 90 80 70 60 50 40 30 30 20 20 10 9 8 7 6 5 4 10 9 8 7 6 5 4 3 3 2 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 .3 .2 .1 2 12 10 8 7 6 5 4 Esta curva puede ser K Impedancia del trasformador también utilizada como 1 Para corriente de falla de 70% a 100% de maximo proteccion de respaldo .9.8 .7 posible: I2t = K donde los trasfor.6 donde I = Corrientede falla simetrica en tiempos de madores son expuestos .5 corrientes normal base (ANSI/IEEE C57.12.00) frecuentemente a fallas .4 .3 K = Constante determinada en el máximo I con normalmente limpias t = 2 seconds .2 por retransmisión Nota: Ejemplo l2t = K Las curvas se a han trazado para de alta velocidad seleccioanr las impedancias del transformador .1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 30 40 50 2 3 4 5 6 7 8 910 Tiempos de corrientes normal base Fuente: IEEE-STD-242 172 20 30 40 50 Tiempo en segundos 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 Ilustración 6.20 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría III 3000 Tiempo en segundos 2000 Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que ocurren con poca frecuencia (típicamente no más de 5 en vida útil del transformador) Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que ocurren con poca frecuencia (típicamente no más de 5 en vida útil del transformador) 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 900 800 700 600 500 400 1000 900 800 700 600 500 400 300 300 200 200 100 90 80 70 60 50 40 100 90 80 70 60 50 40 30 30 20 20 10 9 8 7 6 5 4 10 9 8 7 6 5 4 3 3 2 2 12 10 8 7 6 5 4 K Impedancia del trasformador 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 .3 .2 .1 Para corriente de falla de 70% a 100% de maximo posible: I2t = K donde I = Corrientede falla simetrica en tiempos de corrientes normal base (ANSI/IEEE C57.12.00) K = Constante determinada en el máximo I con t = 2 seconds Nota: Ejemplo l2t = K Las curvas se a han trazado para seleccioanr las impedancias del transformador 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 30 40 50 2 3 Esta curva puede ser también utilizada como proteccion de respaldo donde los trasformadores son expuestos frecuentemente a fallas normalmente limpias por retransmisión de alta velocidad 4 5 6 7 8 910 Tiempos de corrientes normal base Fuente: IEEE-STD-242 173 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 .3 .2 .1 20 30 40 50 Tiempo en segundos 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 Ilustración 6.21 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría IV 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 10 000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 2000 1000 900 800 700 600 500 400 2000 Para corriente de falla de 70% a 100% de maximo posible: I2t = K donde I = Corrientede falla simetrica en tiempos de corrientes normal base (ANSI/IEEE C57.12.00) K = Constante determinada en el máximo I con t = 2 seconds Nota: Ejemplo l2t = K Las curvas se a han trazado para seleccioanr las impedancias del transformador 300 Tiempo en segundos 3000 Curva de protecciones debidas a fallas para las faltas que ocurren con poca frecuencia 200 100 90 80 70 60 50 40 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 90 80 70 60 50 40 30 30 20 20 10 9 8 7 6 5 4 10 9 8 7 6 5 4 3 3 2 2 12 10 8 7 6 5 4 K Impedancias del transformador 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 1 .9 .8 .7 .6 .5 .4 .3 .3 .2 .2 .1 .1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 30 40 50 2 3 4 5 6 7 8 910 Tiempos de corrientes normal base Fuente: IEEE-STD-242 174 20 30 40 50 Tiempo en segundos 3000 6 .7. E j e m pl o de a pl ic ac ión 6.7.1. Selección de la escala de co- Para mostrar el procedimiento de un estudio de Considere el primer dispositivo del diagrama coordinación de dispositivos de sobrecorriente, unifilar. rrientes en sistemas de potencia industriales, se ha seleccionado el diagrama unifilar mostrado en la I n = 100A, 480V Ilustración 6.22, se muestra los dispositivos de protección de diversos fabricantes de fusibles, La tensión base es: relevadores, e interruptores de baja tensión, cuyas características se indican a continuación, seguidas del desarrollo, para determinar los Vb = 4.16 kV ajustes y valores necesarios de la coordinación de protecciones eléctricas. = 11 . 5 A I R = Vn In = 4480 160 100 Vb Relación de dispositivos de protección, utili- Im = 5 A ` IR 2 Im zados en el estudio de coordinación del diagrama unifilar simplificado, de la Ilustración La potencia de cortocircuito máxima en el siste- 6.22. ma es 500 MVAcc, por lo tanto: a) Interruptor termomagnético, de 100 A, I CCMax = 500 1 000 = 8 367 . 4 A 3 34 . 5 marco 100 A, alta capacidad interruptiva b) Interruptor electromagnético, con sensor tipo DS-208, marco 800 A, corriente nominal 600 A, con unidad de disparo de I R = Vn Vb estado sólido 34 . 5 I CCMAX = 4 . 16 8 367 . 4 A = c) Interruptor electromagnético, marca con sensor tipo DS-416, marco 1 600 A, co- IR= 69 393 A, la corriente máxima de la hoja rriente nominal 1 200A, con unidad de logarítmica Im es : disparo de estado sólido Im= 100 kA, por lo tanto se cumple que: d) Relevador de sobrecorriente, de estado sólido, con unidad instantánea y unidad de I R < Im sobrecarga 50/51 con un rango de múltiplos de TAP de 2-20 veces rango de ajuste (0.5-2.5) In, rango de operación en tiempo La tensión base V b = 4.16 kV, cumple con las dos 0.05 - 300 s. rango del time dial 0.05-1.0 condiciones de la escala de corrientes. Considere, el diagrama unifilar simplificado que mues- e) Idem al dispositivo del inciso “d”, pero tra los dispositivos de protección de la ruta de sólo con unidad de sobrecarga, 51. coordinación. El dispositivo de protección “a”, f) Fusible de potencia, limitador de co- es un interruptor termomagnético de 100 A, el rriente de 100 A, en 34.5 kV 175 cual es trazado en la gráfica de coordinación, b) Ajuste de retardo corto (ARC) utilizando su curva característica para obtener Para obtener este ajuste, se observa que la los siguientes valores: unidad magnética del dispositivo de protección “a” lado superior de la banda, es 480 = 0 . 1154, K= 4160 en corriente igual a: I n = 100 A I = 18 100 = 1 800 A Ver Tabla 6.11. Escala de corrientes. Entonces: El dispositivo de protección “b”, es un interrup- I ARC 2 1 800 A tor electromagnético, que protege el alimentador De la curva de la unidad de disparo, Ilus- de las cargas en 480 V conductor monopolar, con tración 6.23, obtenemos que un ARC = 4 aislamiento termoplástico, THWN, resistente a la permite una corriente en retardo corto: humedad y al calor con temperatura máxima de I ARC = ARC # I s = 4 # 600 = 2400 A operación de 75°C este conductor tiene una ampacidad de 545 A, por lo que la corriente del sensor Is, será de 600 A, con un marco de 800 A, así: c) Coordinando con el dispositivo anterior: La característica de ajuste de tiempo de retardo largo (ATRL) mínima será de 4 a I s = 600A , k = 0 . 1154 6 s: El ajuste de tiempo de retardo de corto Para determinar los ajustes de este interruptor, (ATRC), será de 0.18 s, para ATRC > considere lo siguiente: 0.016 s, y 2.5 ARC. a) La corriente máxima demandada por la d) En la Ilustración 6.18, se observan los carga (Ipc) del alimentador, será el 80% límites de operación del dispositivo de de la ampacidad del conductor protección: Ipc= 545/1.25 = 436 A así; la corriente de disparo Id debe estar en el rango 428- • ± 10% del ARL 545 A, es decir: • - 10% del ARC, para límite inferior de la banda 436 1 I d # 545 A • De la curva tiempo-corriente de la uni- + 25% del ARC, para límite superior de la banda dad de disparo, se selecciona el valor de ajuste de retardo largo (ARL) de 0.8 veces entonces, la corriente de disparo es: I d = ARL I s = 0 . 8 600 = 480 A e) Aplicando los valores de los ajustes anteriores, en la gráfica de la unidad de disparo, obtenemos los siguientes valores, tiempo-múltiplos de corriente Ver Tabla 6.12, Constantes tiempo-múltiplos de corriente. Para K= 0.1154, Is=600 A 176 Fc = k , I s = 69 . 24 A ATRC = 0 . 2 - 0 . 33 s . a 2 . 5 ARC = 2 . 5 4 = 10 Multiplicando los múltiplos de corriente Con los valores de ajuste de este dispo- por, Fc obtenemos: sitivo obtenemos los puntos tiempo-co- Ver Tabla 6.13, constantes tiempo-múl- rriente para graficar este dispositivo. tiplos de corriente, por factor de correc- Ver. Tabla 6.14, Puntos tiempo-corriente ción. para graficar. El dispositivo de protección “c”, es un El dispositivo de protección “d” es un interruptor electromagnético que prote- relevador de sobrecorriente 50/51, con ge el lado secundario del transformador unidad instantánea, contra cortocircuito de 750 kVA. y unidad de sobrecarga, protección tér- La corriente a plena carga, Ipc del trans- mica: formador es: 1. Protege el lado primario del transformador de 750 kVA, en 4.16 kV 750 = 902 A I pc = 3 0 . 48 750 = 104 A 3 4 . 16 I pc = IMax=1.25, Ipc=1.25 (902) ≈1128 A entonces la corriente de disparo Id debe de 2. Siguiendo el procedimiento para el cal- cumplir que: culamos de la curva de daño del transformador: 902 1 I d 1 1 128 A a) Utilizando la Tabla 6.10 el transfor- De la tabla de valores disponibles para el mador de 750 kVA pertenece en la sensor de corrientes, obtenemos: categoría No. II, por lo tanto utiliza- La corriente del sensor Is=1200 A, con remos la Ilustración 6.19 un marco de 1600 A. b) De la Ilustración 6.19 tenemos que: De la Ilustración 6.23 de la unidad de K=I2×t para la máxima corriente de disparo, seleccionamos el ajuste ARL, al falla del 100%, t = 2 s, entonces: 80% de la capacidad del circuito, es decir: K= ARL = 0.8 2 ^ Z pu h2 = 2 ^ 0 . 0575 h2 = 605 I d = ARL # I s = 0 . 8 1 200 = 960 A c) De la Ilustración 6.19 obtenemos los Coordinado con el dispositivo anterior: ARC = valores de los siguientes puntos: Punto 1: t2=2s 4 600 . 3 902 1 = 17 . 4 múltiplo . I 1 = 0 . 0575 De la curva Ilustración 6.23 de la unidad Punto 2: de disparo se observa que el ajuste mínimo en retardo corto es: ARC = 4. t2 = Se considera el ajuste mínimo, para el retardo de tiempo largo, ATRL: 177 605 2 ^ 0 . 7 / 0 . 0575 h = 4 seg. 0.7 = 12. 2 múltiplo I 2 = 0 . 0575 Tabulamos los valores de tiempo para el rango completo de múltiplos de TAP, con Punto 3. De la Ilustración 6.19 para una corriente I3=12.2 veces la corriente base, el tiempo T3=7 s, entonces los puntos de la curva de daño t = 0 . 702 Seg, I = 480 I mul A I mul - 1 son: Ver Tabla 6.16, Valores de tiempo. Ver Tabla 6.15, Puntos de la curva de La unidad instantánea (10) del releva- daño. dor, tendrá un ajuste para el sensor de la 3. La corriente de magnetización inrush para el transformador de 750 kVA es: I INRUSH la siguiente ecuación, del relevador: para t = 0 . 1, s = 8 . Para I pc = 8 104 = 832 A . 4. Se consideran los límites de ajuste de la corriente de cortocircuito máxima. I cc max = 1 . 6 I cc sim = 1 . 6 12800 I cc max = 20 480 A en 480 V protección, en el primario del transformador, obtenemos que la corriente de disparo no debe exceder el 600% de la corriente a plena carga Ipc entonces: Refiriendo la corriente Icc max a 4.16 kV I cc max = 2 363 . 4 A en 4 . 16 kV El TAP de ajuste, de la unidad 50, es: I p 1 624 A Coordinando con el dispositivo anterior, y permitiendo un margen de corriente del 5 2363 . 4 = 39 . 4 A TAP = 300 16 por ciento entre las protecciones del TAP = 39 A primario y secundario del transformador, la corriente de disparo es: El dispositivo de protección “e” es un re- I p = 4 104 1 . 16 . 482 A levador de sobrecorriente, 51, para pro- Entonces, el TAP de la unidad de sobre- tección térmica. Protege el lado secun- carga, para un TC de 300/5, es: dario del transformador de 3750 kVA, Z=6%, 34.5/4.16 kV, la relación del TC TAP = I p = 482 = 8 . 033 A . TAP = 8 A 60 60 h ^ es 800/15. La corriente a plena carga Ipc es: I pc = 3 750 = 520 A 3 4.16 I c = 1.25 I pc = 1.25 520 De los datos del relevador, con un múlti- I c = 650A plo de TAP = 3 A 0.35 s. El time dial = 0 . 35 ^ 3 - 1 h = 0 . 052 13 . 5 178 El valor máximo de ajuste es 300% la corriente a plena carga Ipc: La corriente a plena carga es: I max = 3 I pc = 3 520 = 1 560 A I pc = La corriente de disparo ID debe estar 3 750 = 63 A 3 34.5 dentro del rango de corrientes: 650<ID<1 Referida a 4.16 kV.; Ipc= 522.5 A 560 A. El límite de ajuste de la protección pri- Probamos: ID para = 800 A maria no debe exceder al 300 por ciento de la corriente a plena carga del transfor- = TAP = 800 160 5 mador. La corriente nominal del fusible Inf. Coordinando con el relevador 51, ante- I nf 1 189 A rior calculamos el Time Dial. La corriente magnetizante inrush, Iinrush M últiplos de TAP = II cc D es: I inrush = 10 I pc = 630 A 7 700 M últiplos de TAP = 800 = 9 . 625 Referida a 4.16 kV; Iinrush = 5 225 A, para Para un tiempo de 0.4 s. 0.15 s. La curva de daño del transformador de 625 - 1 = 0 . 26 . 0 . 3 Time dial = 0 . 4 9 . 13 .5 3750 kVA, se calcula considerando el Para el rango completo de múltiplos de El transformador pertenece a la categoría TAP del relevador, tabulamos los valores III corriente - tiempo, con la siguiente ecua- De la Ilustración 6.20. procedimiento del punto No. 4.5.3; así: ción: K = I2 t t = 4 . 05 I mul - 1 Para el tiempo t = 2 s. al 100 por ciento de la corriente de cortocircuito: La relación de corrientes, para una co- K= rriente de disparo ID =800 A es: 2 ^ Z pu h2 = 2 ^ 0.0599h 2 = 557.41 I = 800 I MUL Ver Tabla 6.17. Calculamos los 4 puntos de la curva de El dispositivo de protección “f”, es un fu- daño: Punto 1: t1=2 s sible de potencia limitador de corriente 100 A a 34.5 kV. Protege el lado prima- I mul = 1 = 0 .106 = 16 . 7 Z pu rio del transformador de 3750 kVA, Z = 6 por ciento, 34.5/4.16 kV. 179 Punto 2: Los valores anteriores se muestran en la 556 t2 = K 2 = 2 = 8 seg. ^ I2h ^ 0 . 5 ^16 . 7 h h Tabla 6.18. Curva de daño. Trazando, el límite máximo de protección de 1 567.5 A, referido a 4.16 kV, la corriente a plena carga 522.5 A, la co- 5 = 8 . 33 I mul 2 = 0 . 5 = 00..06 Z pu rriente magnetizante inrush 5225 A, y la curva de daño en la hoja logarítmica De la Ilustración 6.20, para categoría III, de coordinación, consideramos un mar- con el múltiplo de corriente Imul 2=Imul 3, gen de tiempo de 0.2 s, entre el releva- leemos: dor anterior y la curva mínima multing Para el punto 3 tenemos, t3=19.6 s time, graficando la curva del fusible abajo de la curva de daño y por arriba I mul 3 = 8 . 33 s del punto de magnetización inrush. Para el punto 4 t4=50 s (ver Tabla 6.18): I mul 4 = 8 . 33 s 180 Ilustración 6.22 Diagrama unifilar simplificado 500 MVA cc 100 A Fusible f 3 750 KVA 34.5/4.16 KV (7.7 KA SIMCC) Z = 6% e 51 TC 300/5 4.16 KV 4.16 KV TC 300/5 50 51 d 750 KVA 4.16 KV/0.48 KV (12.8 KA SIMCC) Z = 5.75% Curva de daño 12 00 A 1 600 A c 480V Conductor 400 MCM THWN 75 °C b 100 A 1 6400 AMP SIM cc 600 A 800 A 11 000 AMP SIM cc a 100 A TM 50 Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 181 Ilustración 6.23 Características de tiempo corriente de ampector Tiempo en segundos 1 000 9 00 8 00 7 00 600 500 400 Corriente en múltiplos del valor nominal del sensor Ajuste retardo largo calibrado a 0.5, 0.6. 0.7, 0.8, 0.9, 1.1 y 1.25 veces el rango del sensor Ajuste tierra (fijo a 0.2 veces el rango del sensor 300 Banda de calibración máx. Banda de calibración min. 200 Fases Tierra 100 90 80 70 60 50 Tiempo retardo largo calibrado de 4 a 36 s (a 6 veces el rango del sensor en pasos de 4 s) 40 30 20 10 9 8 7 6 5 Ajuste retardo como a 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 veces el rango del sensor 4 3 Tiempo retardo como a 0.5, 0.33 y 0.18 s (a 2.5 veces el ajuste del retardo) 2 1 .9 .8 .7 .6 .5 Tiempo tierra calibrado a 0.36 y 0.22 s .4 .3 .2 .09 .08 .07 .06 .05 .04 Ajuste instantáneo calibrado a 4, 5, 6, 7, 8, 10, y 12 veces el rango del sector .03 .02 0 .01 .02 .07 .09 .03 .04.05.06 .08 1 .2 .3 .4 .5 .6 .7.8 .9 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Corriente en múltiplos del valor nominal del sensor 182 20 70 90 30 40 5060 80 Tabla 6.10 kVA de placa mínimos, para transformadores. Categoría 1 Fase 3 Fases I 5-500 15-500 II 501-1667 501-5 000 III 1 668-10 000 5 001-30 000 IV Mayor a 10 000 Mayor a 30 000 Fuente: ANSI/IEEE C57.109 Tabla 6.11 Escala de corrientes Tiempo Imul(múltiplos) k x IMUL x In (s) Inferior Superior Amperes inferior Amperes superior 1 000 1.05 1.4 12.12 16.20 600 1.15 1.5 13.30 17.31 150 1.150 2.05 17.31 23.70 10 3.90 6.0 45.01 69.24 4 5.90 9.3 68.10 107.32 2 7.90 14.0 91.20 161.56 1 8.90 17.0 102.71 196.20 0.7 8.90 18.0 102.71 207.72 0.016 8.90 18.0-100.0 102.71 207.72-1154 0.010 8.90-100.0 ----------- 102.71-1154 ----------- Tabla 6.12 Constantes tiempo-múltiplos de corriente Tiempo ARL (Múltiplos) ATRL (Múltiplos) ARC (Múltiplos) (s) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior 1 000 .72 175 .72 .88 - - - - - .72 - - - 200 - .88 - .88 - - 7 - - 3.6 4.5 3.6 4.5 0.18 - - - - 3.6 (4.5-10.9) 0.07 - - - - (3.6-10) - Para K= 0.1154, Is=600 A. 183 Tabla 6.13 Constantes tiempo-múltiplos de corriente. Por factor de corrección Tiempo Arl (amperes) Atrl (amperes) Arc (amperes) (s) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior 1 000 50 61 - - - - 175 50 - 50 - - - 200 - 61 - 61 - - 7 - - 249 312 249 312 0.18 - - - - 249 312-692 0.07 - - - - 249-692 - Tabla 6.14 Datos puntos tiempo-corriente para graficar Tiempo Arl (amperes) Atrl (amperes) (s) Inferior Superior 1,000 100 122 500 - 475 100 Arc (amperes) Inferior Superior Inferior Superior 122 - 122 - 100 - 7.95 - 623 - 623 7.1 499 - 499 - 0.33 - 623-1385 0.22 499-1385 - Tabla 6.15 Datos puntos de la curva de daño Punto Tiempo (s.) I MUL(múltiplos) I (amperes) 1 2 17.4 1810 2 4 12.2 1269 3 7 12.2 1269 4 50 5 520 Tabla 6.16 Datos de valores de tiempo Imul t (s.) I (Amp) 2 0.702 960 5 0.176 2 400 7 0.117 3 360 10 0.078 4 800 20 0.037 9 600 Tabla 6.17 Relación de corrientes, para una corriente de disparo Imul I (Amp) T (s) 2 1 600 4.05 5 4 000 1.013 7 5 600 0.675 10 8 000 0.45 20 16 000 0.213 184 Tabla 6.18 Resumiendo los valores anteriores de la curva de daño. Valores del factor de decremento Punto Tiempo (s.) IMUL (multiplos) I (AMP) 1 2 16.7 8726 2 8 8.35 4363 3 19.6 8.35 4363 4 50 5 2613 Tabla 6.19 Datos de valores tiempo-corriente t (s.) I (AMP) Ic(AMP) 1,000 189 1 567 500 200 1 659 100 240 1 990 50 260 2 156 20 300 2 488 10 350 2 903 5 400 3 317 2 500 4 147 1 610 5 059 0.2 1 000 8 293 0.03 1 900 15 757 0.01 3 500 29 026 185 Tabla 6.20 Distancias de fuga recomendados Nivel de contaminación Ejemplos de ambientes típicos Distancia de fuga especifica mínima nominal (mm/kV1) -Áreas sin industrias y con baja densidad de casas equipadas con calefacción -Áreas con baja densidad de industrias o casas, pero sujeta a vientos frecuentes y/o lluvia I-Ligero -Áreas de agricultura 2 16.0 -Áreas montañosas -Todas estas áreas deben estar situadas al menos de 10 km a 20 km del mar y no deben exponerse a vientos directos desde el mar3 -Áreas con industrias que no producen particularmente humos contaminantes y/o con densidad media de casas equipadas con calefacción II-Medio -Áreas con alta densidad de casas y/o industrias, pero sujetas a vientos frecuentes y lluvias 20.0 -Áreas expuestas a viento desde el mar pero no demasiado cerca de la costa (a menos a varios kilometros distancia)3 III-Alto -Áreas con alta densidad de industrias y suburbios de cuidades grandes con alta densidad de plantas calefactoras productoras de contaminación 25.0 -Áreas cerca del mar o en cualquier caso expuestas a vientos relativamente fuertes desde el mar3 -Áreas generalmente de extensión moderada, sujetas a polvos conductores y a humo industrial depositado en capas de materiales conductores IV-Muy Alto -Áreas generalmente de extensión moderada, muy cerca de la costa y expuestas a rocío de mar o a vientos de mar muy fuertes y contaminantes 31.0 -Áreas deserticas, caracterizadas por la falta de lluvia durante largos periodos, expuestas a vientos fuertes acarreando arena y sal, y sujetas a condensación regular Nota: Esta tabla debe aplicarse sólo a aislamientos de vidrio o porcelana y no cubre situaciones ambientales como la nieve o hielo en alta contaminación, lluvia fuerte, zonas áridas, etcétera 1) De acuerdo con el apendice J y/o la norma IEC 815, la distancia de fuga mínima de los aisladores entre fase-tierra ésta relacionada con la tensión más alta del sistema (fase-fase) 2) Uso de fertilizantes por aspersión, o la quema de residuos de cosecha puede conducir a un nivel de contaminación más altos debido a la dispersión por el viento 3) Las distancias desde las costas del mar dependen de la topografía del area costera y de las condiciones extremas de viento Fuente: NMX-J-150/2 186 7 Si st e m a de t i e r r a s 7.1. I n t roduc c ión mayores que las tensiones resultantes en la malla En este capítulo se establece el procedimiento y c) Facilitar la operación de los dispositivos recomendaciones mínimas para el diseño de un de protección adecuados, para la elimi- sistema de tierras y protección por pararrayos. nación de falla a tierra d) Proporcionar mayor confiabilidad y se- 7. 2 . P ro c e di m i e n t o pa r a e l c á l c u l o de l si st e m a de t i e r r a s 18 guridad al servicio eléctrico e) Evitar la aparición de potencial en el neutro del sistema en estrella aterrizado El diseño adecuado de un sistema de tierras debe Para satisfacer estos requisitos el cálculo del cumplir con lo siguiente: sistema de tierras puede resumirse al siguiente procedimiento: a) Proporcionar un circuito adecuado de muy baja impedancia para la circulación 7.2.1. Características del terreno de las corrientes de tierra, ya sea debida a una falla a tierra del sistema, o a la operación de un apartarrayos b) Evitar que durante la circulación de Para iniciar el diseño del sistema de tierras, pri- corrientes de falla a tierra puedan pro- meramente se debe solicitar al especialista corres- ducirse diferencias de potencial en- pondiente las características físicas y químicas del tre distintos puntos de la instalación terreno: composición química, humedad, tempe- (ya sea sobre el piso o con respecto a ratura ambiente, resistividad óhmica, resistividad partes metálicas puestas a tierra) que óhmica superficial; para diferentes épocas del año, puedan ser peligrosas para el personal, principalmente en época de estiaje. considerando que las tensiones toleraÚnicamente como referencia se presenta la bles para el cuerpo humano deben ser Tabla 7.1. 18 Fuente: IEEE STD 80 y NOM-001-SEDE 187 Tabla 7.1 Resistividad típica de superficies de materiales Numero Ejemplo de resistividad en (Ω.m) Descripción de los material de superficie Seco Mojado 1 Grano triturado libre con finos 140X106 1 300 (tierra mojada 45 Ω.m) 2 (0.04 m) Grano triturado libre con finos 4 000 1 200 (agua de lluvia,100W) 3 (0.02-0.025m) Grano con finos - 4 (0.02-0.025m) grano lavado 5 (0.05-0.1m) grano lavado 6 Piedra caliza lavada 7X106 2 000-3000 (agua de lluvia 45 Ω.m) 7 (0.02 m) Grava 2X10 10 000 8 Grano lavado similar a la gravilla 40X10 190X10 6 513 (10 minutos después 45 Ω.m escurrimieno de agua) 1.5 × 106 a 4.5 × 106 5 000 (agua de lluvia 100 Ω.m) 2.6 × 10 a 3 × 10 10 000 (agua de lluvia 100 Ω.m) 6 6 6 5000 6 9 (0.02m) Grano lavado 10 Asfalto 2.6 × 106 a 3 × 106 10 000 a 6X106 8 000 (agua de lluvia 45 Ω.m) 11 Concreto 1 × 106 a 1 × 109* 21 a 100 6 *Concreto (Hormigón), secado en horno (Hammond y Robson [B78]). Los valores para el hormigón curado al aire pueden ser mucho menores debido a contenido de humedad Fuente: IEEE STD 80 7.2.2. Corriente máxima de falla a tierra donde: Por algún método de cálculo de cortocircuito obtener el valor máximo (valor eficaz) de corriente de falla a tierra (I0), considerar el tipo de falla más severo. El valor de la corriente de cortocircuito se ve afectado por el factor de seguridad y el factor de decremento. I cc = I O F . D . F . S . Icc = Corriente de circuito corto corregida en amperes I0 = Corriente de cortocircuito de falla a tierra en amperes F.D. = Factor de decremento F.S. Factor de seguridad (utilizar un valor de 1.0 a 1.5 para considerar un futuro aumento de la corriente de falla a tierra) = El valor del F.D. se puede obtener para ciertos (Amperes) valores de duración de falla, ver Tabla 7.2. Ecuación 7.1 188 Tabla 7.2 Valores del factor de decremento Duracion de la falla, tf Factor de decremento, Df Segundos Ciclos a 60 Hz X/R = 10 X/R = 20 X/R = 30 X/R = 40 0.00833 0.5 1.576 1.648 1.675 1.688 0.05 3 1.232 1.378 1.462 1.515 0.10 6 1.125 1.232 1.316 1.378 0.20 12 1.064 1.125 1.181 1.232 0.30 18 1.043 1.085 1.125 1.163 0.40 24 1.033 1.064 1.095 1.125 0.50 30 1.026 1.052 1.077 1.101 0.75 45 1.018 1.035 1.052 1.068 1.00 60 1.013 1.026 1.039 1.052 Fuente: IEEE STD-80 7.2.3. Calibre mínimo del conductor de la red de tierras La temperatura máxima permisible en conectores es: T m = 450c T m = 250c El cálculo del calibre mínimo del conductor que ^ Para conectores soldables h ^ Para conectores mecánicos h constituye la red de tierra se determina con la expresión siguiente: Se recomienda que en la subestación eléctrica el I cc T m - Ta log 10 ` 234 - Ta + 1 j 33 s A= área de la sección transversal de los conductores ^ Circular mils h sea de 107.2 mm2 (4/0 AWG) o apegarse a lo dictaminado en la NOM-001-SEDE. Punto de conexión del conductor de puesta a Ecuación 7.2 tierra en sistemas de corriente continua donde: A = Sección transversal del conductor en circular mils Icc = Corriente corregida en amperes S = Tiempo en segundos, durante el cual circula la corriente de cortocircuito Tm. = Temperatura máxima permisible en el conector, en grados centígrados Ta = Hasta de 750 volts en sistemas de corriente continua hasta de 750 volts, que requieran estar conectados a tierra, la conexión debe hacerse sólo en la fuente de alimentación. Para sistemas de tres hilos, esta conexión debe hacerse al neutro. Más de 750 volts en sistemas de corriente continua de más de 750 volts, que requieran estar conectados a tierra, la conexión debe hacerse Temperatura ambiente, en grados centígrados tanto en la fuente de alimentación como en los centros de carga. Esta conexión debe hacerse al neutro del sistema. 189 a) Corriente en el conductor de puesta a a) El cable que forme el perímetro exterior tierra. Los puntos de conexión de puesta de la malla, debe ser continuo de manera a tierra deben estar ubicados en tal forma que encierre toda el área en que se en- que, bajo condiciones normales, no haya cuentra el equipo de la subestación, con un flujo de corriente inconveniente en el ello se evitan altas concentraciones de conductor de puesta a tierra. Si se tiene corriente y gradientes de potencial en el un flujo de corriente en un conductor de área y las terminales cercanas puesta a tierra, se debe tomar una o más b) La malla debe estar constituida por ca- de las siguientes medidas para localizar bles colocados paralela y perpendicular- el origen del flujo: mente, con un espaciamiento adecuado • Eliminar una o más de las conexiones de puesta a tierra • • mente formando retículas cuadradas Cambiar la localización de las cone- c) Los cables que forman la malla deben xiones de puesta a tierra colocarse preferentemente a lo largo de Interrumpir la continuidad del con- las hileras de estructuras o equipo, para ductor entre las conexiones de pues- facilitar la conexión de los mismos ta a tierra • a la resistividad del terreno y preferente- d) En cada cruce de conductores de la ma- Otras medidas efectivas para limitar lla, éstos deben conectarse rígidamente la corriente, de acuerdo con un estu- entre sí y en los puntos adecuados conec- dio confiable tarse a electrodos de tierra de 2.40 m de longitud mínima, clavados verticalmen- La conexión de puesta a tierra en el transfor- te. Donde sea posible, construir registros mador de alimentación no debe removerse. Las en los mismos puntos y como mínimo en corrientes eléctricas instantáneas que se pre- los vértices de la malla sentan bajo condiciones anormales, mientras e) En subestaciones tipo pedestal, el sistema los conductores de puesta a tierra están des- de tierra debe quedar confinado dentro del empeñando sus funciones de protección, no área que proyecta el equipo sobre el suelo se consideran como inconvenientes para estos Nota: En las subestaciones tipo poste o casos. pedestal se acepta como sistema de tierras la conexión del equipo a uno o más El conductor debe tener capacidad para condu- electrodos. La resistencia a tierra total cir la corriente de falla, durante el tiempo que debe cumplir con los valores indicados dure la falla sin sobrecarga térmica o sin sobre- en el inciso 7.2.8 f) La red o malla de tierras debe estar en- tensiones peligrosas. terrada, a una profundidad comprendida entre 0.30 a 1.0 m 7.2.4. Diseño preliminar de la red de tierras Resistencia a tierra del sistema. La resistencia a tierra del sistema de tierra, incluyendo todos los La red de tierras preliminar debe diseñarse to- elementos que lo forman, debe conservarse en mando en cuenta las condiciones siguientes: un valor menor que lo indicado en la Tabla 7.3. 190 Tabla 7.3 Resistencia a tierra del sistema. Resistencia (ohms) Tensión máxima (kV ) Capacidad máxima del transformador (kVA) 5 mayor que 35 mayor que 250 10 35 mayor que 250 25 35 250 Fuente: NOM-001-SEDE Deben efectuarse pruebas periódicamente du- condiciones originales, a través del tiempo y rante la operación, anotando en los registros de preferencia en época de estiaje, en la Ilus- para comprobar que los valores del sistema de tración 7.1 se muestra un ejemplo de una red tierra se ajustan a los valores de diseño; asi- de tierras y como se debe de realizar según la mismo, para comprobar que se conservan las IEEE Std 80. Ilustración 7.1 Rejilla de tierras 90 100 Perfil de tensión Tensión de superficie 3ft (.914 m) más álla De la cerca 0 0 30 9.14 60 90 120 18.29 27.43 36.58 150 (ft) 45.72 (m) Distancia a lo largo de la linea de perfil 45.72 (m) 150 (ft) 40 Tensión (% de gpr) 50 60 70 80 Tensión de contacto tolerable 30.48 100 Diseño de rejilla De tierra Leyenda 0 0 15.24 50 Varilla de tierra Poste devalla Alambre de rejilla Ubicación de linea De perfil 0 0 50 15.24 100 30.48 Fuente: IEEE Std 80 191 150 (ft) 45.72 (m) 7.2.5. Número de electrodos requeridos barras o varillas de acero reforzado de no menos de 1.25 cm (1/2 pulgada) de diámetro; o consistente en una barra desnu- La unión del conductor de la red de tierras al da de cobre de al menos 6 m (20 pies) de electrodo se deberá hacer con conectores del longitud y de sección transversal de 21.15 tipo mecánico o proceso de soldadura. mm² (4 AWG), embutido al menos 5 cm (2 pulgadas) dentro de una plancha o base El número de electrodos en la red de tierras se determina por la expresión siguiente: de concreto directo con la tierra e) Anillo de tierra.- Un anillo de tierra que consiste en un conductor de cobre desnu- Nv = 0 . 6 Ar Ecuación 7.3 do, de sección transversal no menor de 33.6 mm² (2 AWG) de longitud no menor de 6 m (20 pies), enterrado en contacto donde: directo con la tierra a una profundidad de Nv = Número de varillas 80 cm (2.5 pies) del nivel del terreno y Ar = Área total de la malla propuesta en metros cuadrados que rodee al inmueble o estructura Cuando no se disponga de alguno de los electro- 7.2.6. Tipos de electrodos dos anteriormente indicados o que no cumplan con el valor de la resistencia de tierra, sobre todo Se recomienda el uso de electrodos fabricados en lugares donde el terreno es muy seco, are- especialmente para la puesta a tierra, como se noso, rocoso, se puede recurrir a los siguientes menciona en el inciso (a) siguiente, sin embar- electrodos artificiales: go si no se dispone de alguno de ellos se puede recurrir a otros medios de puesta a tierra, 1. Electrodos profundos como se mencionan en los incisos de (b) a (e) 2. Electrodos horizontales.- Consiste en siguientes; dependiendo de la importancia del instalar un conductor de cobre desnudo servicio. enterrado en forma horizontal a una profundidad que va de 50 cm (20 pulgadas) a a) Electrodos de acero con cubierta de cobre 100 cm (40 pulgadas), de diferentes configuraciones, las más usuales son: ángulo b) Tubería metálica enterrada del sistema de agua potable.- Tubería metálica enterrada, con 3 m (10 pies) o más en contacto directo con la tierra recto, estrella, en cruz, en cuadro, etcétera 3. Electrodos químicos.- En este método se modifica el medio que rodea al electrodo, c) Estructura metálica del inmueble.- La estructura metálica del inmueble, cuando esté en contacto directo con la tierra d) Electrodo empotrado en concreto.- Un bajando la resistividad del suelo, los más recomendables son: a) Bentonita b) Carbón mineral (coque) electrodo es aceptable si está formado por c) Otros.- Existen otros electrodos quí- lo menos de 6 m (20 pies) de una o más micos que dan resultados satisfacto- 192 rios, pero que por tener patente, se otro electrodo de otro sistema de puesta a tierra. consiguen en ciertas casas comerciales Dos o más electrodos de puesta a tierra que están 4. Electrodo de puesta a tierra tipo Rehilete.- unidos entre sí, se consideran como un solo siste- permite limitar las sobretensiones eléc- ma de electrodos de puesta a tierra. tricas debidas a descargas atmosféricas, Tubería metálica subterránea para agua transitorios en la red o contacto accidental con líneas de alta tensión y para estabilizar la tensión eléctrica a tierra durante su Cuando se utiliza como un electrodo de puesta a funcionamiento normal. Los equipos se tierra, la tubería metálica subterránea para agua conectan a tierra de modo que ofrezcan debe satisfacer los requisitos (a) y (b) del tema un camino de baja impedancia para las co- de electrodo adicional exigido. rrientes eléctricas de falla, y que faciliten el funcionamiento de los dispositivos de Continuidad: La continuidad de la trayectoria protección contra sobrecorriente en caso de la puesta a tierra o de la conexión de la unión de falla a tierra. Ver libro de Selección de a la tubería interior no debe depender de los equipo y materiales electromecánicos e Ins- medidores de agua ni de los dispositivos de fil- talación y montaje de equipo electromecáni- trado y equipo similar. co del MAPAS para este tipo de electrodo Electrodo adicional exigido Otros sistemas o estructuras metálicas subterráneas locales Una tubería metálica subterránea para agua debe tener como complemento un electrodo adi- Otros sistemas o estructuras subterráneas me- cional. Si el electrodo adicional es un electrodo tálicas locales, tales como sistemas de tuberías, del tipo de varilla, tubería o placa, debe cumplir tanques subterráneos y el ademe metálico de con las especificaciones de la NOM-001-SEDE pozos subterráneos que no están unidos a una última edición. El electrodo adicional se debe tubería metálica para agua. unir a cualquiera de los siguientes: Separación de los electrodos a) Conductor del electrodo de puesta a tierra b) Conductor puesto a tierra de entrada de Cuando se utilizan más de uno de los electrodos acometida del tipo especificado en la sección, cada electrodo c) Canalización no flexible de acometida de un sistema de puesta a tierra (incluyendo los puesta a tierra utilizados por las varillas de los pararrayos) no d) Cualquier envolvente de acometida que debe estar a menos de 1.80 metros de cualquier esté puesto a tierra 193 7.2.7. Longitud mínima del conductor requerido en la red de tierras Para el valor "d" ver especificaciones de fabricante o ver Tabla 7.4. Para poder proseguir con el cálculo de la red es necesario que se cumpla la siguiente comparación. Para determinar la longitud mínima del conduc- L 1 L prop tor requerido en la red de tierras desarrollar la Ecuación 7.6 fórmula siguiente: donde: K m K i t I cc L= 116 0 . 17ts t ^ Circular mils h Ecuación 7.4 1 ln D 2 + 1 ln $ ` 3 j ` 5 j ` 7 j ......... . K m = 2r 8 4 16 16hd r Ecuación 7.5 Km = Longitud del conductor de la malla propuesta L = Longitud mínima requerida en la red de tierras 7.2.8. Resistencia de la red de tierras La resistencia de la red de tierras se determina por la fórmula siguiente: donde: L Lprop = Longitud mínima requerida en la red de tierras, en metros = Coeficiente que toma en cuenta el número de conductores paralelos "n", su diámetro "d", profundidad de instalación "h" y espaciamiento entre los mismos "D" Ki = Factor de corrección por irregularidad que viene expresada por la fórmula Ki=0.65+0.172 n n = Número de conductores en paralelo en una dirección que forman la malla r = Resistividad promedio del terreno en Ω-m t = Para efectos de cálculo en este, segundos rs = Resistividad superficial del terreno en Ω-m t ^ h t R = 4r + X L Ecuación 7.7 donde: R = Resistencia de la red de tierras, en ohms r = Resistividad ohmica del terreno, en ohms-metro r = Radio de una placa circular equivalente, cuya área es la misma que la ocupada por la malla real de tierras, en metros L = Longitud total de los conductores del sistema de tierras, en metros La resistencia eléctrica total del sistema de tierra debe conservarse en un valor (incluyendo todos los elementos que forman el sistema) La cantidad de factores entre paréntesis en el menor a: 25 Ω para subestaciones hasta 250 2do término es el número de conductores en pa- kVA y 34.5 kV, 10 Ω en subestaciones mayo- ralelo "n" menos dos. res de 250 kVA y hasta 34.5 kV y de 5 Ω en 194 yores a 34.5 kV. 7.2.11. Cálculo de tensiones probables Para terrenos con resistividad mayor a 3 000 Desarrollar las fórmulas siguientes: subestaciones que operen con tensiones ma- Ω-m, se permite que los valores anteriores de resistencia de tierra sean el doble para cada caso. Ki t I cc ^ Volts h L prop E m = Km K i t I cc ^ Volts h L prop E pr = K s 7.2.9. Cálculo del máximo aumento de Tensión en la red de tierras Ecuación 7.10 1 : 1 + 1 + 1 + 1 +.... D Ks = r 2h D+h 2D 3D Desarrollar la fórmula siguiente: Ecuación 7.11 E = I cc ^ Rh ^ Volts h Ecuación 7.8 donde: donde: Epr = Tensión de paso en la red, en volts E = Máximo aumento de potencial en la red, en volts Em = Tensión de malla Icc = Intensidad de cortocircuito , en ampers Ks = R = Resistencia en ohms 7.2.10. Cálculo de tensiones tolerables Desarrollar las fórmulas siguientes: Ep = 116 + 0 . 7ts t Ec = ^ Volts h Coeficiente que toma en cuenta la geometría de la red, diámetro del conductor "d", profundidad de instalación "h" y el espaciamiento entre los mismos "D". El total de términos dentro del paréntesis es igual al número de conductores en paralelo de la malla 7.2.12. Condiciones de seguridad Ecuación 7.9 116 + 0 . 17ts ^ Volts h t Problema básico En principio, un diseño de conexión a tierra de donde: seguridad tiene los siguientes dos objetivos: Ep = Potencial de paso tolerable en volts Ec = Potencial de contacto tolerable en volts • Proporcionar los principales medios para llevar corrientes eléctricas normales en la tierra y las condiciones de falla, sin exceder las operaciones y límites de fun- 195 • cionamiento en los equipos o afectacio- y montaje de equipo electromecánico del MA- nes adversas en los servicios continuos PAS. Asegurar que una persona en las proximidades de las instalaciones de puesta a Para que la malla propuesta sea aceptada debe tierra no está expuesto al peligro de crí- cumplir con la siguiente comparación: tico descarga eléctrica Epr<Ep Para mayor información de seguridad en equiEm<E pos eléctricos consultar el libro de Instalación Tabla 7.4 Designación de conductor de cobre para puesta a tierra (mínimo). Designación del conductor de puesta a tierra (mínimo) Designación del conductor del circulo AWG o Kcmil mm2 AWG o Kcmil 8.4 8 8.4 8 13.3 a 33.6 13.3 a 33.6 13.3 6 42.4 a 67.4 42.4 a 67.4 21.1 4 85 a 127 85 a 127 26.7 3 152 a 203 152 a 203 33.6 2 228 a 304 228 a 304 42.4 1 380 a 507 380 a 507 53.5 1/0 mm 2 Fuente: NMX-J-142/1-ANCE 196 7. 3. Con duc t or de pu e sta a t i e r r a de equ i p o s 19 o cable, se debe instalar de acuerdo con las disposiciones aplicables en esta NOM, usando los accesorios para las uniones y terminaciones aprobados para su uso con el tipo de canalización o cable utilizado. 7.3.1. Sección transversal de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipo Todas las conexiones, uniones y accesorios deben quedar apretados, mediante el uso de las herramientas adecuadas b) Conductores de aluminio y aluminio recubierto de cobre. Se permitirán los El calibre del conductor de cobre o aluminio para conductores de puesta a tierra de equi- la puesta a tierra de equipos y canalizaciones de- pos, de aluminio y de aluminio recu- berá cumplir con lo indicado en la Tabla 7.5. bierto de cobre desnudo o aislado. Los conductores desnudos no deben estar en Los conductores de puesta a tierra de equipos contacto directo con la mampostería o instalados junto con derivaciones del alimenta- la tierra ni estar expuestos a condicio- dor no deben ser menores que los indicados en la nes corrosivas. Los conductores de alu- Tabla 7.5, basados en el valor nominal del dispo- minio o aluminio recubierto de cobre sitivo de sobrecorriente del alimentador, pero no no deben terminarse a 45 centímetros se exigirá que sean mayores que los conductores de la tierra o menos c) Conductores de puesta a tierra de equi- de la derivación pos de tamaño menor que 13.3 mm 2 Para la puesta a tierra de equipos. Un conductor (6 AWG). Cuando no están tendidos de puesta a tierra de equipos se debe ser de acuer- con los conductores del circuito como do con (a), (b) y (c). se permite en la NOM-001-SEDE. Excepción 2, los conductores de puesta a 19 a) Canalizaciones, charolas para cables, tierra de equipos de tamaño menor que cable armado, canalizaciones prealam- 13.3 mm 2 (6 AWG) se deben proteger bradas o cubiertas de cable. Cuando el contra daño físico mediante una cana- conductor de puesta a tierra consiste de lización identificada o cable armado, una canalización, charola para cables, a menos que se instale en los espacios cable armado, armazón de ensamble de huecos de los miembros del bastidor de cables o cubierta de cable, o cuando sea edificios o estructuras y en donde no es- un alambre dentro de una canalización tán expuestos a daño físico Fuente: NOM-001-SEDE 197 Tabla 7.5 Sección transversal mínima de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipos Capacidad de ajuste del dispositivo automático sobrecorriente ubicado antes del equipo, tubería, etc. no mayor en (amperes) Sección transversal Cobre (mm²) Aluminio (KCM) (AWG) (mm²) (KCM) (AWG) 15 2.082 14 - - 20 3.307 12 - - 30 5.260 10 - - 40 5.260 10 - - 60 5.260 10 - - 100 8.367 8 - - 200 13.30 6 21.15 4 2 300 21.15 4 33.62 400 27.67 3 42.41 1 500 33.62 2 53.48 1/0 600 42.41 1 67.43 2/0 800 53.48 1/0 85.01 3/0 1 000 67.43 2/0 107.2 4/0 250 1 200 85.01 3/0 126.7 1 600 107.2 4/0 177.3 350 2 000 126.7 250 202.7 400 2 500 177.3 350 304 600 3 000 202.7 400 304 600 4 000 253.4 500 405.4 800 5 000 354.7 700 612 1 200 6 000 405.4 800 612 1 200 Fuente: NOM-001-SEDE 198 7.3.2. Sección transversal del conductor del electrodo de puesta a tierra de un sistema de corriente alterna un electrodo de puesta a tierra, se debe hacer de una manera que asegure una trayectoria efectiva de puesta a tierra. Cuando sea necesario asegurar la trayectoria de puesta a tierra de un sistema de tubería metálica utilizada como El área del conductor del electrodo de puesta a electrodo de puesta a tierra, se debe instalar tierra en un sistema de corriente alterna no debe una unión alrededor de las juntas aisladas, y ser menor que la indicada en la Tabla 7.6. alrededor de cualquier equipo que tenga la posibilidad de ser desconectado para reparación Trayectoria efectiva de puesta a tierra o reemplazo. Los puentes de unión deben tener una longitud suficiente para permitir la re- La conexión de un conductor del electrodo de moción de dicho equipo y siempre mantener la puesta a tierra o de un puente de unión hasta integridad de la trayectoria de puesta a tierra. Tabla 7.6 Conductor del electrodo de puesta a tierra para sistemas de corriente alterna Tamaño del mayor conductor de entrada a la acometida o área equivalente para conductores en paraleloa Cobre Tamaño del conductor al electrodo de puesta a tierra Aluminio mm2 AWG o kcmil 33.6 o menor 2 o menor 42.4 o 53.5 1 o 1/0 Cobre Aluminiob AWG o kcmil mm2 AWG o kcmil mm2 AWG o kcmil 53.50 o menor 1/0 o menor 8.37 8 13.3 6 67.40 o 85.00 2/0 o 3/0 13.3 6 21.2 4 mm2 67.4 o 85.0 2/0 o 3/0 107 o 127 4/0 o 250 21.2 4 33.6 2 Más de 85.0 a 177 Más de 3/0 a 350 Más de 127 a 253 Más de 250 a 500 33.6 2 53.5 1/0 Más de 177 a 304.0 Más de 350 a 600 Más de 253 a 456 Más de 500 a 900 53.5 1/0 85.0 3/0 Más de 304 a 557.38 Más de 600 a 1 100 Más de 456 a 887 Más de 900 a 1 750 67.4 2/0 107 4/0 Más de 557.38 Más de 1 100 Más de 887 Más de 1 750 85.0 3/0 127 250 Cuando no hay conductores de acometida, el tamaño del conductor del electrodo de puesta a tierra se deberá determinar por el tamaño equivalente del conductor más grande de acometida requerido para la carga a alimentar. a) Esta tabla también aplica para los conductores derivados de sistemas derivados separados de corriente alterna b) Ver restricciones de la instalacion en la norma. Fuente:NOM-001-SEDE 199 7.3.3. Conexión de puesta a tierra de un equipo tor, la conexión se realiza como se indica en la Ilustración 7.2 (c) 3. Si la envoltura del pozo no es metálica o las La forma de conexión de puesta a tierra del ele- terminales del motor se encuentra a más mento motor-bomba sumergible se realiza en de 6 metros de profundidad y la tubería de función de las características físicas y de instala- producción no es de metal, la forma de co- ción del mismo. A continuación se presentan tres nexión se indica en la Ilustración 7.2 (d) guías típicas de la conexión de puesta a tierra del elemento motor-bomba sumergible. Las siguientes Ilustraciones son solamente ilustrativas y su propósito es proporcionar las reco- 1. Cuando la envoltura del pozo es metálica y el elemento motor-bomba se encuentra mendaciones mínimas necesarias para la conexión de algunos sistemas de tierras a una profundidad mayor de 6 metros es puesta a tierra de acuerdo con la Ilustración 7.2 (a) a) Conexión a tierra de estructura metálica ver Ilustración 7.3 2. Si la envoltura del pozo es de plástico o las terminales del motor se encuentran a b) Conexión a tierra de canalizaciones tipo charola, Ilustración 7.4 más de 6 metros de profundidad, la co- c) Conexión a tierra de tableros o centro de nexión de puesta a tierra se muestra en control de motores, ver Ilustración 7.5 la Ilustración 7.2 (b). Si la bomba se en- d) Conexión a tierra de motor, ver Ilustra- cuentra aislada eléctricamente del mo- ción 7.6 Ilustración 7.2 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible Conductor de puesta a tierra Conductor de puesta a tierra Metal o plástico Metal a) Puesta a tierra para envoltura de pozo metálica y motor-bomba a una profundidad mayor de 6 metros 200 b) Puesta a tierra para envoltura de pozo plástica o las terminales del motor se encuentran a más de 6 metros de profundidad Ilustración 7.2 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible (continuación) Conductor de puesta a tierra Conductor de puesta a tierra Plástico Conductor de conexión Tubería de producción Metal Plástico Metal o plástico c) Puesta a tierra si la bomba se encuentra aislada eléctricamente del motor d) Puesta a tierra si la envoltura del pozo no es metálica o las terminales del motor se encuentra a más de 6 metros de profundidad y la tubería de producción no es de metal Ilustración 7.3 Conexión a tierra de estructura metálica Columna 2 Número 1. 1 2. 3. 3 A sistema general de tierras Fuente: NMX-J-604 201 Descripción Cable desnudo de cobre semiduro designación 67.4 mm2 (2/0 AWG) Conectador soldable para cable vertical a superficie plana Camisa tubo de P.V.C. de 25 mm de diámetro x 200 mm de longitud. Ilustración 7.4 Conexión a tierra de canalización tipo charola 4 1 Soporte 4 7 8 5 1 Soporte 5 9 10 Véase Nota 1 Columna de concreto Véase Nota 1 2 Columna de concreto 2 3 N.P.T. 3 6 2 A sistema general de tierras 2 N.P.T. 6 Nota 1: La subida del cable no aplica cuando el sistema de tierra se distribuye en forma aérea N.P.T Nivel del piso terminado Número 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Descripción Tramo recto de charola, tipo escalera, de aluminio Cable desnudo de cobre semiduro designación 67.4 mm2 (2/0 AWG) Conectador mecánico para conectar cables de superficie plana Conectador mecánico para conectar cables de superficie plana Abrazadera de cobre para sujetar cable a superficie plana Camisa de tubo P.V.C. de 19 mm de diámetro x 200 mm de longitud Tornillo de acero galvanizado cabeza de gota de 6.3 mm de diámetro x 25 mm de longitud Taquete de fibra de vidrio de 6.3 mm de diámetro x 25 mm de longitud Tornillo de cabeza hexagonal de 6.3 mm de diámetro x 25 mm de longitud Tornillo hexagonal para tornillo de 6.3mm de diámetro x 25 mm de longitud Fuente: NMX-J-604 202 Ilustración 7.5 Conexión a tierra de tableros o centro de control de motores Tablero o CCM Frente Número 1. Barra de tierra Nivel de piso terminado 2 2. Piso de concreto 3. Descripción Cable desnudo de cobre semiduro designación 67.4 mm2 (2/0 AWG) Zapata terminal para conectar cable a superficie plana Camisa tubo de P.V.C. de 19 mm de diámetro x 250 mm de longitud 3 1 Al sistema general de tierras Fuente: NMX-J-604 Ilustración 7.6 Conexión a tierra de motor Motor 4 1 Nivel de piso terminado 2 3 A sistema general de tierras Número 1 2 3 4 Descripción Zapata terminal para conectar cable a superficie plana Cable desnudo de cobre semiduro Camisa tubo de P.V.C. de 19 mm de diámetro x 25 mm de longitud Tornillo de cabeza hexagonal de 6.3 mm de diámetro x 25 mm de longitud Fuente: NMX-J-604 203 7.3.4. Conductor de tierra en apartarrayos de aplicación del fabricante para la selección del apartarrayos específico a ser usado en un sitio particular. Los apartarrayos deben cumplir con: Número requerido. Cuando se utiliza en un a) Capacidad. El valor nominal del aparta- punto de un circuito, se debe conectar un apar- rrayos debe ser igual o mayor a la máxi- tarrayos a cada conductor de fase. Se permite ma tensión continua de funcionamiento que una instalación individual de estos aparta- disponible en el punto de aplicación rrayos proteja varios circuitos interconectados, 1. Sistemas puestos a tierra sólidamen- siempre que ningún circuito quede expuesto a te. La máxima tensión continua de sobretensiones transitorias cuando esté desco- operación debe ser la tensión de fase nectado de los apartarrayos. a tierra del sistema. 2. Impedancia o sistema no puesto a Conexión. El conductor de puesta a tierra del tierra. La máxima tensión continua apartarrayos debe estar conectado a uno de los de operación debe ser la tensión de siguientes: fase a fase del sistema. b) Tipos de carburo de silicio. El valor no- • minal de un apartarrayos de tipo de carburo de silicio no debe ser menor al 125 rra • por ciento del valor nominal que se especifica en el inciso (a) anterior. Al conductor de acometida puesto a tieAl conductor del electrodo de puesta a tierra • Al electrodo de puesta a tierra de acometida NOTA: La selección de un apartarrayos de óxido metálico con valor nominal adecuado está • A la terminal de puesta a tierra de equipos en el equipo de acometida basado en consideraciones de la tensión máxima continua de operación, de la magnitud y dura- Conductores de los apartarrayos. El conductor ción de las sobretensiones en el lugar donde está entre el apartarrayos y la línea y entre el aparta- instalado el apartarrayos, cuando está afectado rrayos y la conexión de puesta a tierra no debe ser por fallas de fase a tierra, técnicas del sistema menor al tamaño 13.3 mm2 (6 AWG) de cobre. de puesta a tierra, sobretensiones transitorias Para la interconexion de conductores con electro- por desconexión y otras causas. Ver las reglas dos se debe diseñar con respecto a la Tabla 7.6. 204 7.4. P ro c e di m i e n t o pa r a e l c á l c u l o de pa r a r r ayo s (t i p o bayon e ta o pu n ta ) 2 0 • No menores de 6 m de conductor principal de cobre desnudo • A menos 6 m de uno o más barras de acero reforzado o varillas de no menos de 12.7 mm de diámetro que se Los conductores para el sistema de tierras de la han juntado de manera efectiva por protección de estructuras ordinarias o que con- soldadura tienen vapores inflamables, gases inflamables o Datos necesarios para el cálculo líquidos que se pueden desprender vapores inflamables deben ser los siguientes: Para el cálculo de pararrayos es necesario consi• Los conductores principales deben in- derar lo siguiente (Ilustración 7.7): terconectar todas las terminales de paro y deberá formar dos a más rutas de cada • Altura del objeto bajo protección contra descargas atmosféricas (h0) dispositivo horizontalmente hacia abajo. Electrodos de puesta tierra • Altura de la estructura. (he) • Altura del pararrayos (hp) • Distancia máxima horizontal al objeto por proteger (dh) a) Cada conductor de bajada debe terminar en una base de electrodo dedicado al sis- Zona de protección tema de protección contra rayos b) La tubería metálica subterránea, sistema eléctrico y electrodos de puesta a tierra La zona de protección que brinda un pararrayos de telecomunicaciones no podrán ser contra descargas atmosféricas se determina por utilizados en lugar de electrodos de tie- medio de las siguientes ecuaciones: rra relámpago c) El conductor (s) abajo irá siempre unido al sistema de electrodos de puesta a x = y tan i ^ m h Ecuación 7.12 y = he + h p - ho Ecuación 7.13 tierra por medio de pernos, soldadura fuerte, soldadura o conectores de alta compresión y las abrazaderas deben ser adecuados para el entierro directo donde: d) El electrodo debe ser colocado cerca del fondo de concreto y tener contacto direc- x = Distancia máxima horizontal de protección a la altura del objeto, en metros y = Altura efectiva sobre el plano de protección, en metros q = Ángulo de protección medida con relación al eje del pararrayos en grados to con la tierra pero a menos de 50 mm del concreto e) Los electrodos revestidos deben ser consistentes con lo siguiente: 20 Fuente: NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems 2008 205 q = 30° = Para pararrayos aislados q = 45° = Cuando la distancia entre estructuras y la altura de las mismas es tal que las zonas para protección obtenidas por los pararrayos se cortan sobre el plano de los objetos por proteger. Condición de seguridad Ecuación 7.14 dh 1 x Ilustración 7.7 Pararrayos tipo bayoneta o punta Pararrayos hp θ he x Objeto bajo protección Estructura ho d h 206 Suelo 7.5. Ejemplos de aplicación A= 7.5.1. Ejemplo de red de tierras con electrodos 26 250 = 60 851 cm log 10 ` 450 - 35 + 1 j 234 - 35 33 0 . 066 El calibre AWG que corresponde a 60851.024 cm es 2 AWG, pero se recomienda usar de 4/0 AWG o algún calibre recomendado en la NOM- Se desea hacer el cálculo de una red de tierras 001-SEDE, para la aplicación definida. para una subestación eléctrica que tiene los datos siguientes: 3. Malla propuesta, ver Ilustración 7.8 • Ar= 120x120 m2 • Capacidad = 500 KVA • n = 21 • Tensión en alta tensión = 34.5 k V • D=6m • Tensión en baja tensión = 4.16 kV • h = 0.8 m • Temperatura ambiente (Ta) = 35°C • Corriente de cortocircuito Longitud del conductor: (If=Io) = 15 000 A • Resistividad del terreno (r) = 250 Ω.m • Conductores horizontales = 2 520 m • Resistividad superficial del terreno • Conductores verticales = 2 520 m (rs) = 3 000 Ω.m • Tiempo de duración de la falla Total = 5 040 m. (ts) = 0.066 seg. = 4 ciclos • Temperatura máxima del conector 4. Número de electrodos: (Tm) = 450°C • Nv = 0 . 6 Longitud de la varilla = 2.5 m 1. Corriente máxima eficaz de falla a tierra: Nv = 0 . 6 I cc = I o F . D . F . S . I cc = 15 000 1 . 40 Ar ^ 120 ^ 120 h h = 72 5. Longitud del conductor requerido: 1 . 25 = 26250 A L= Km K i t I cc 116 + 0 . 17ts t 2. Calibre mínimo del conductor: A= 1 ln c K m = 2r D2 m ^ 16 h^ hd h + 1 ln ` 3 + 5 + 7 + 9 + 11 j r 4 6 8 10 12 I cc T m - Ta log 10 ` 234 - Ta + 1 j 33 s 207 Ilustración 7.8 Malla propuesta 120 m 120 m K i = 0 . 65 + 0 . 172 ^ 21 h = 4 . 262 36 K m = 1 ln 2r 16 ^ 0 . 8 11 . 684x10 -3 h KK 3 h 5 h 7 h 9 h 11 h 13 h 4 6 8 10 12 14 1 + r ln KKK 23 25 27 29 31 K 24 h 26 h 28 h 30 h 32 h L 15 17 19 21 NO 16 h 18 h 20 h 22 h OO 33 35 37 39 OO 34 h 36 h 38h 40 h O P ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Por lo tanto: L= ^ 0 . 4327 h ^ 4 . 262 h ^ 250 h ^ 26 250 h 116 + ^ 0 . 17 h ^ 3000 h 0 . 066 = 4966 . 6927 m Condición para seguir con el cálculo: K m = 0 . 4327 L < Lprop K i = 0 . 65 + 0 . 172 n Lprop=(No. conductores verticales x long. malla.) + (No. de conductores horizontal x long. malla) + (Nv x long. varilla) 208 Lprop=(21 x120) + (21 x120) + (72 x 2.5) 9. Potenciales probables: Lprop=5,220 m E pr = K s K i t 4 966.6927 < 5 220 m I cc L prop 6. Resistencia de la red: Ks = 1 r 1 + 1 + 1 D+ h 2D 2h 1 1 1 + + + +......D 5D 3 D 4D t t R = 4r + Lprop r= R= A = r 120 120 = 67 . 7 r Ks = 1 r 250 + 250 = 0 . 971X 4 ^ 67 . 7 h 5220 7. Máximo aumento de potencial en la red: E = I cc # R E = 26250 # 0 . 971 : 1 1 1 2 0.8 + 6 + 0.8 + 2 6 +31 +41 +51 6 6 6 + 6 16 + 7 16 + 8 16 + 9 16 + 10 1 + 11 1 + 12 1 + 13 1 6 6 6 6 + 14 1 + 15 1 + 16 1 + 17 1 6 6 6 6 1 + 1 + 1 C = 0 . 3835 + 18 6 19 6 20 6 9 26 250 ` E pr = 0 . 4031 4 . 262 250 c 5 220 m = 2054 . 83 V E = 25488 . 75 V 8. Tensiones tolerables: Em = K m K i t Ep = 116 + 0 . 7 ^ 3 000 h 116 + 0 . 7ts = t 0 . 066 250 ` E m = 0 . 4327 4 . 262 250 ` 26 5 220 j = 2318 . 45 V = 8 625 . 76 V 116 + 0 . 17ts = t = 2436 . 7 V Ec = I cc L prop 116 + 0 . 17 ^ 3 000 h 0 . 066 10. Verificar condiciones de seguridad: E pr 1 E p 209 2. Zona de protección: Em 1 Ec x = y tan i y = he + h p - ho y = 15 + 1 . 2 - 5 y = 11 . 2 m x = 11 . 2 tan 30c 2054 . 83 1 8 625 . 73 2318 . 45 1 2436 . 7 x = 6 . 46 m 7.5.2. Ejemplo de protección por pararrayos 3. Condición de seguridad: 1. Datos: 6 1 6 . 46 • ho= 5 m • hc= 15 m • hp= 1.2 m Por lo tanto la altura del pararrayos es la ade- • d h= 6 m cuada. • q= 30° Con el fin de complementar más esté libro a continuación se pueden observar en la Ilustración 7.9 algunos ejemplos de fallas de sistemas no puestos a tierra en subestaciones 210 Ilustración 7.9 Falla a tierra dentro de una subestación eléctrica el sistema no está puesto a tierra Falla local dentro de una subestación, el sistema está puesto a tierra remotamente Falla IF IF Estructura puesta a tierra de la subestación IF IF Malla de tierra I2 I1 Falla local dentro de una subestación, el sistema está puesto a tierra y otras partes remotas están puestas a tierra IF1 Falla IF=IF1+IF2 IF2 Estructura puesta a tierra de la subestación IF IF1 IIFF IF Malla de Tierra Malla de Tierra IG=IF-IF1 IG División de la corriente para una falla en el lado de alta de una subestación de distribución Subestación de distribución Fuente remota 12 12 73 103 70 1492 1492 338 444 IG=1048 Falla 338 448 IF IG=742 IG=99 211 99 Subestación In 8 Si st e m a s de con t rol 8 .1. I n t roduc c ión 2 1 a) Por su localización: • En este capítulo se establece, en forma esquemá- Local (junto al motor o "a pie de máquina") tica, las bases para el desarrollo de instalaciones • eléctricas de los sistemas de control de motores a Remoto (en gabinete y/o en cuarto de control de motores, etcétera) través de los diagramas lógicos y de control eléc- b) Por su modo operativo: trico. Contiene, además, la presentación y descrip- • Manual ción en una forma práctica y sencilla de los com- • Semiautomático ponentes auxiliares para los sistemas de control de • Automático motores y de otras cargas que normalmente for- c) Por sus componentes de maniobra: man parte del sistema eléctrico de una estación de • Electromecánicos bombeo, planta de tratamiento de aguas, etcétera. • Electrónicos o estáticos d) Por su forma operativa: 8.2. Consideraciones generales • Eléctricos • Electromagnéticos • Electromecánicos El término sistema de control, se aplica al con- • Mecánicos junto de elementos básicos de control, como son: • Electrónicos arrancadores, contactores, controladores lógicos • Estáticos programables (PLC's), relevadores de control y • Combinación de dos o más de los auxiliares, estaciones de botones, instrumentos, citados etcétera que interconectados en una forma ade- 8 . 3. Equ i p o s de c on t rol 2 2 cuada, se utilizan para llevar acciones de gobierno, mando o regulación sobre un motor u otra carga eléctrica o la combinación de las mismas. 8.3.1. Generalidades La aplicación de estos controles a motores tiene como objeto principal realizar funciones como arranque/paro automático, alternación de ope- El concepto de control, en el sentido correspon- ración automática, protección, inversión de giro, diente a este libro, comprende todos los métodos etcétera. Los sistemas de control se clasifican de usados para garantizar la operación segura de la manera siguiente: un motor u otra carga eléctrica. Estos métodos 21 22 Fuente:NOM-001-SEDE 213 Fuente: NMX-J-142/1-ANCE abarcan desde la operación manual de arran- f) Arrancadores estáticos que/paro, hasta la automatización completa, g) Variadores de frecuencia pero inevitablemente se hará uso de un disposibe el nombre de controlador. 8.3.2. Equipos auxiliares de control El controlador puede estar integrado por equi- Los equipos auxiliares de control proporcionan pos electromagnéticos o estáticos, de estado só- al controlador o a su sistema, las señales nece- lido o combinación de estos. sarias para efectuar maniobras de manera pre- tivo o equipo de control que normalmente reci- determinada. Algunos de ellos se mencionan a Puede ser también en el caso de un motor, un continuación. arrancador con una estación de botones para operarlo en forma local o a control remoto; un a) Estación de botones dispositivo que lo arranque por pasos o invir- Una estación de botones es básicamen- tiendo su sentido de rotación o bien haciendo te un desconectador de control en el que uso de las señales de las variables a controlar, se activan dos o más contactos de forma como pueden ser temperatura, presión, nivel de momentánea o sostenida y pueden ser un líquido, o cualquier otro cambio físico. normalmente abiertos (NA) o normalmente cerrados (NC) Por simple o complejo que sea el sistema, siem- En una instalación eléctrica se puede pre estará compuesto de un cierto número de usar más de una estación de botones, de componentes conectados entre sí para cumplir manera que se puede controlar un motor con un comportamiento determinado. El prin- desde tantos puntos como estaciones se cipio de operación de estos componentes es el tengan y se diseñan para uso normal o mismo y su capacidad varía dependiendo del pesado (cuando se usan con mucha fre- tamaño del motor que van a controlar. La selec- cuencia) ción adecuada de un controlador se determina en base a las características técnicas del motor o b) Selectores equipo eléctrico (potencia, amperes, volts, fre- Son dispositivos, que como su nombre cuencia, número de fases, etcétera), ciclo de tra- lo indica, “seleccionan” la función y/o bajo, tipo de carga mecánica y las condiciones la forma como se debe realizar la opera- de su instalación. ción eléctrica por el sistema de control o el propio controlador. Así pues, existen Los principales tipos de controladores son los selectores “local-remoto”, “manual-au- siguientes: tomático”, “arrancar-parar”, “adelante-reversa”, etcétera a) Desconectadores c) Relevadores térmicos y de aleación fusi- b) Arrancadores manuales c) Interruptores termomagnéticos ble d) Arrancadores tipo tambor Un relevador térmico, también conocido e) Contactores magnéticos como relevador de sobrecarga (OL), es 214 un dispositivo sensible a la temperatura, • cuyos contactos abren cuando la corrien- Lámpara amarilla o ámbar: Condición anormal del sistema de control te del motor excede a un límite preestablecido, debido a una sobrecarga o a fa- e) Relevadores electromagnéticos llas en el arranque Son desconectadores electromagnéti- Para motores trifásicos se usan normal- cos que se emplean como dispositivos mente tres unidades (una por fase) en auxiliares en los circuitos de control de serie con el circuito de fuerza de motor arrancadores de motores grandes o di- y sus contactos operan en el circuito de rectamente como arrancadores en moto- control en serie con la bobina respectiva. res pequeños Cuando se tienen motores de gran poten- Cada relevador electromagnético abre y cia se pueden usar estos dispositivos co- cierra un conjunto de contactos cuando nectándolos a través de transformadores su bobina se energiza. Los relevadores de corriente de control se usan por lo general en cir- Los relevadores térmicos son dispositivos cuitos de baja potencia y pueden incluir de retardo de tiempo en forma inheren- relevadores de tiempo retardado que cie- te, debido a que la temperatura no puede rran y abren sus contactos en intervalos seguir en forma instantánea a los cam- de tiempo definidos bios de la corriente. Existen relevadores Como alternativa a los relevadores elec- del tipo aleación fusible que no se pue- tromagnéticos se tienen los estáticos, que den graduar, pero que ofrecen una pro- a través de circuitos electrónicos realizan tección confiable contra sobrecarga con ventajas las operaciones requeridas Los relevadores de sobrecarga se seleccionan en base a la corriente nominal de f) Relevadores de control de tiempo placa del motor, su factor de servicio y a Cuando en un sistema eléctrico se re- la temperatura de operación, la cual es quiere controlar el tiempo de operación normalmente de 30ºC, (considerando de un equipo, dar una cierta secuencia que es la misma de la ubicación del con- o cumplir con funciones a intervalos de trolador). En caso de que estas tempera- tiempo, se usan los llamados “relevado- turas sean diferentes se deben realizar res de control de tiempo” cuyo principio ajustes de acuerdo a las recomendaciones de operación se puede basar en la acción del fabricante neumática, los de fluido amortiguador, los que usan motores eléctricos, del tipo d) Lámparas piloto o indicadoras estático, etc. Los dos primeros son ele- Las lámparas piloto se usan como ele- mentos que operan en forma mecánica mentos auxiliares de señalización para Los relevadores de tiempo a base de un indicar la condición de un componente motor eléctrico (y levas ajustables) se remoto en un sistema de control. Por usan en operaciones de control que son ejemplo: cíclicas. Los relevadores de tiempo del • Lámpara roja: Sistema energizado tipo estático controlan sus operaciones • Lámpara verde: No energizado en base a un circuito integrador 215 g) Alternadores eléctricos resultado de un incremento o disminu- Estos elementos son usados cuando se re- ción en el nivel de líquido (agua) de un quiere en un sistema de control, el arran- tanque, recipiente, sumidero o cárcamo. que y paro automático de dos o más mo- Los más comúnmente usados en las ins- tores (bombas) en forma alternada para talaciones de distribución de agua pota- un mismo servicio, por ejemplo, instala- ble, tratamiento y alcantarillado son: das en un tanque común en donde uno 1. Tipo electrodo: También conocido será relevo del otro, o para operar ambas como sonda eléctrica, basa su funcio- cuando la demanda exceda la capacidad namiento en abrir y cerrar un circuito de una de las dos unidades de bombeo, o de control eléctrico siempre energiza- simplemente para uniformizar el desgas- do. En su forma más simple consta de te en cada una de ellas. Son empleados una sonda compuesta de un cable dú- comúnmente en: plex con aislantes a prueba de agua, • • • Suministro de agua potable a tan- intemperie, luz solar y uso rudo que ques o cárcamos se enrolla y desenrolla en un tambor Desalojo de aguas pluviales o aguas al subir o bajar el electrodo conectado residuales en cárcamos colectores en uno de sus extremos, al seguirse el Dosificación de reactivos en plantas cambio de nivel de agua clara dentro potabilizadoras de un pozo 2. Tipo pera: Por su diseño sencillo (no 8.3.2.1. Instrumentación de control lleva partes movibles), construcción sellada y con materiales resistentes a Se refiere a elementos que no son parte del con- sustancias corrosivas (mantenimien- trol del motor, pero intervienen en la secuencia to prácticamente nulo), además de su de su operación, proporcionando señales permi- bajo costo, este dispositivo está siendo sivas o condicionales, por ejemplo los siguientes: ampliamente utilizado para detectar los niveles de agua clara o aguas ne- a) Interruptores de límite gras en cualquier depósito, cárcamo Su acción, depende de la posición de un o canal siempre y cuando exista poca dispositivo mecánico, sensible a distintos turbulencia u oleaje sobre el espejo de tipos de señales como son la dirección de agua. Constituido por una cubierta de rotación, posición, límite, etcétera. Se se- P.V.C. (pera), la cual es soportada por leccionan de acuerdo a su tipo de instala- un cable conductor con aislante del ción, tensión, carga y ambiente de ubica- mismo material, mantiene sellado el ción entorno del contacto eléctrico dado por una cápsula de mercurio que al b) Interruptores de nivel variar su posición conforme el nivel Son dispositivos de control que permiten del líquido llega al detector, cierra y abrir o cerrar un circuito eléctrico como abre un circuito eléctrico de control 216 3. Flotador: Su uso más frecuente es temperatura, que accionan sobre grupos para arrancar o parar equipos de de contactos cuando se presentan cam- bombeo hidráulico y su función bios de esta variable dentro de los rangos principal es mantener un nivel de fijados como límites del control agua dentro de los valores límites (definidos por límite máximo y lí- e) Interruptor detector de ruptura de bandas mite mínimo) en tanques de gran 1. Se emplean en transportadores de só- capacidad y cárcamos. Existen dis- lidos o lodos en los cuales se desea de- tintas versiones constructivas de tectar la ruptura de banda estos interruptores, pero todos se 2. Se conectan directamente a la flecha basan en el mismo principio, que de la polea de cola del transportador, es la acción de un flotador sujeto de tal forma que al dejar de girar se desde la parte superior del reci- operan unos contactos, que provocan piente o depósito por un cable, el el paro del motor cual mediante poleas, transmite su 3. Se seleccionan de acuerdo a su tipo de movimiento a un contrapeso que a montaje, Volts, Amperes y ambiente su vez abre o cierra los contactos de de ubicación un microinterruptor convirtiendo esta acción en una señal de man- f) Sensores de vibración do sobre el dispositivo del circuito Se emplean en motores, bombas y turbi- eléctrico de control respectivo nas de gran potencia y están integrados por dispositivos que se instalan directa- c) Interruptor de presión mente en la flecha del equipo y que en- Al igual que el elemento anterior, este vían sus señales a amplificadores que a convierte una acción de movimiento o de su vez accionan contactos auxiliares de fuerza ejercida por la variación de la pre- alarma y paro. La selección adecuada de sión estática, dentro de la tubería o un estos sistemas se hace en base a la ampli- recipiente cerrado, a una señal de mando tud máxima de vibración del equipo de sobre el correspondiente dispositivo del acuerdo a datos del fabricante, el tipo de circuito eléctrico que finalmente actuará instalación de los sensores, la tensión de al equipo de control, manteniendo di- control y su ambiente de ubicación cha variable dentro de los valores límites operacionales. Se diseñan de diferentes g) Tacómetros 1. Detectan la velocidad de giro y se uti- tipos dependiendo del rango de presión lizan en motores, bombas y turbinas manejado de gran tamaño. Pueden ser del tipo mecánico, centrífugo o electrónico d) Interruptor por temperatura (elementos 2. Dentro de estos últimos se emplean térmicos) Son elementos que básicamente emplean transductores que producen una se- dispositivos bimetálicos, sondas de re- ñal analógica o digital proporcional sistencia o termopares como sensores de a la velocidad 217 3. De acuerdo al tipo de transductor se Para seleccionar un PLC, se debe espe- tienen los tipos siguientes: cificar la cantidad de salidas y entradas, • De corrientes parásitas analógicas y digitales, la capacidad de • De corriente alterna memoria y el tipo de bastidor de mon- • De corriente directa o dínamo taje. Así como los equipos periféricos • De frecuencia como el dispositivo de programación, de La selección adecuada de estos dispositi- comunicación, etcétera vos se hace en base a la velocidad de giro nominal del equipo de acuerdo a datos de 8.3.3. Cables de control placa, el tipo de instalación de los sensores, la tensión de control y su ambiente Los cables de control están formados por uno (mo- de ubicación nopolar) o por varios conductores con aislamiento individual y agrupado por una cubierta exterior h) Controlador lógico programable (PLC) para formar un solo conjunto multiconductor. El El controlador lógico programable (PLC), uso del cable multiconductor será opcional para es un sistema electrónico computarizado las instalaciones de agua potable, saneamiento y que programado de manera adecuada pue- alcantarillado. de realizar, con grandes ventajas técnicas y económicas, las maniobras de control y Los elementos que los integran se describen a con- protección de un sistema. Normalmente, tinuación. consiste de una unidad central de proceso y varios módulos de entradas y salidas, a) Conductores. No 14 AWG formados por para manejar señales digitales o analógi- hilos de cobre suave recocido o aluminio cas, que se instalan en bastidores soporte Aislamiento (individual). Formado por en un tablero diseñado para tal fin compuestos termoplásticos o elastoméri- Para un plc una entrada o salida digital, cos, capaces de trabajar a 600 V c.a máx estará representada por la presencia o au- a una temperatura de 95 ºC en ambiente sencia de tensión en el punto de conexión seco y 75 ºC en ambiente húmedo correspondiente. En cambio una entrada o salida analógica corresponde a un valor b) Pantalla metálica o blindaje (opcional) dado en mili volts o micro amperes. Por lo Formada por cintas o mallas de cobre so- anterior, cuando el PLC debe mandar una bre la cinta reunidora. Su función es la señal de control a un dispositivo cuya co- de evitar la inducción originada por sis- rriente de operación excede la capacidad temas de alta o baja tensión. Para evitar- de su circuito de salida, se deben utilizar los se pueden blindar adicionalmente en relevadores de interface que tengan la ca- grupos o en pares pacidad suficiente. Esto no representa una c) Cubierta exterior (en multiconductor) desventaja frente a una de las principales En general los cables de control llevan características del PLC que es poder sus- una cubierta para protegerlos contra da- tituir una gran cantidad de relevadores de ños de agentes externos como luz solar, secuencia humedad, ambientes corrosivos, etc. 218 Para brindar una protección adicional temperatura ambiente, de los cables contra la corrosión, se utiliza una cinta multiconductores, con no más de de 5 mm de espesor de bronce bajo esta tres conductores aislados de 0 a 2 cubierta, esta cinta también brinda una 000 volts al aire libre protección contra roedores y termitas en 8.3.4. Tableros de control cables directamente enterrados 8.3.4.1. Todos los tableros de alumbrado y control d) Cables para charolas tipo TC La ampacidad de los cables de control para charola tipo TC se debe determinar de acuerdo con La ampacidad permisible Estos equipos deben tener un valor nominal que de los cables multiconductores de 2 000 no sea menor a la capacidad mínima del alimen- volts o menos, debe ser como se estable- tador que se exige para la carga calculada, según ce en las Tablas que están indicadas el se aplique. tema de conductores del libros de SelecProtección contra sobrecorriente ción de equipos y materiales electromecánicos del MAPAS y se deben de seguir Un panel de alumbrado y control debe estar pro- los siguientes incisos: • Los factores de ajuste se deben apli- tegido por un dispositivo de protección contra car únicamente a cables multicon- sobrecorriente que tenga un valor nominal no ductores con más de tres conduc- mayor que la del panel de alumbrado y control. tores portadores de corriente. Los Este dispositivo de protección contra sobre- factores de ajuste se deben limitar al corriente se debe ubicar dentro o en cualquier número de conductores portadores punto en el lado de alimentación del panel de de corriente en el cable y no al nú- alumbrado y control. mero de conductores en la charola • • portacables Excepción 1: No se exigirá protección indivi- Cuando las charolas portacables es- dual para un panel de alumbrado y control utili- tén cubiertas continuamente por zado como equipo de acometida con medios de más de 1.80 metros de cubiertas só- desconexión múltiples. En tableros de alumbra- lidas sin ventilación, no se permiti- do y control protegidos por tres o más interrup- rá que los cables multiconductores tores automáticos principales o por conjuntos tengan más del 95 por ciento de la de fusibles, estos interruptores automáticos o ampacidad conjuntos de fusibles no deben alimentar a una Cuando se instalen cables multicon- segunda estructura de barra conductora dentro ductores en una sola capa en charo- del mismo ensamble del panel de alumbrado y las sin cubiertas, manteniendo una control. separación entre cables no menor al diámetro de un cable la ampaci- Excepción 2: No se exigirá protección individual dad no debe exceder las ampacida- para un panel de alumbrado y control protegido des permisibles, corregidas para la en su lado de alimentación por dos interruptores 219 automáticos principales o dos conjuntos de fusi- todas las cargas de calefacción por resistencia, bles que tengan un valor nominal combinado no más la suma de las corrientes de plena carga de mayor que el del panel de alumbrado y control. todos los otros motores y aparatos que pueden Un panel de alumbrado y control construido o estar en funcionamiento al mismo tiempo. alambrado según esta excepción no debe contener más de 42 dispositivos de protección contra Excepción: Cuando uno o más interruptores sobrecorriente. automáticos de activación instantánea (disparo) o protectores contra cortocircuito del motor se utilizan para la protección contra falla 8.3.4.2. Los tableros de control industrial a tierra y cortocircuito del circuito derivado, el procedimiento especificado anteriormente Estos equipos deben suministrar con protección para determinar el valor nominal máximo del contra sobrecorriente. dispositivo de protección para el circuito que alimenta el panel de control industrial se debe Esta protección se debe suministrar para cada aplicar con la siguiente disposición: para pro- uno de los circuitos de alimentación que ingre- pósitos de cálculo, se debe asumir que cada in- sa, mediante cualquiera de los siguientes méto- terruptor automático de activación instantánea dos: (disparo) o cada protector contra cortocircuito del motor tiene una valor nominal que no ex1. Un dispositivo de protección contra so- cede el porcentaje máximo de la corriente de brecorriente localizado adelante del pa- plena carga del motor permitida para el tipo nel de control industrial de dispositivo de protección del circuito de ali- 2. Un solo dispositivo principal de protec- mentación del panel de control que se utiliza. ción contra sobrecorriente localizado dentro del panel de control industrial. Cuando la protección contra sobrecorriente se suministra como parte del 8.3.5. Controladores de motores panel de control industrial, los conductores de alimentación se deben conside- 8.3.5.1. Diseño del controlador. rar bien sea como alimentadores o como a) Arranque y paro. Cada controlador debe derivaciones tener la capacidad de arrancar y parar el El valor nominal o el ajuste del dispositivo de motor que controla y de interrumpir la protección contra sobrecorriente para el circuito corriente de rotor bloqueado del motor que alimenta al panel de control industrial no debe ser mayor que la suma del valor nominal b) Autotransformador. Un arranque me- o el ajuste más grande del dispositivo de protec- diante autotransformador debe tener ción contra falla a tierra y de cortocircuito del una posición de abierto “off”, una po- circuito derivado que se proporciona con el pa- sición de marcha y como mínimo una nel de control industrial, más el 125 por ciento posición de arranque, y debe estar di- del valor nominal de corriente de plena carga de señado de modo que no pueda perma- 220 necer en la posición de arranque o en 2. Interruptor automático. Se permiti- cualquier otra posición que pueda dejar rá como controlador para todos los inoperante el dispositivo de protección motores un interruptor automático contra sobrecarga del circuito de tiempo inverso del circuito derivado, clasificado en amperes. Cuan- c) Reóstatos. Los reóstatos deben cumplir do este interruptor automático se los siguientes requisitos: usa también para protección contra 1. Los reóstatos de arranque del motor sobrecarga, debe cumplir con las dis- deben estar diseñados de modo que posiciones correspondientes de este el brazo de contacto no pueda que- Artículo concernientes a la protec- dar sobre segmentos intermedios. ción contra sobrecarga El punto o placa en la cual descansa 3. Interruptor de caja moldeada. Se per- el brazo cuando está en posición de mitirá un interruptor de caja moldeada arranque no debe estar conectado clasificado en amperes como controla- eléctricamente con la resistencia dor para todos los tipos de motores 2. Los reóstatos de arranque para mo- b) Motores pequeños. Se permitirá instalar tores de corriente continua operados como controladores dispositivos como desde una fuente de alimentación de los especificados en 1 y 2: tensión constante, deben estar equi- 1. Motores estacionarios de 93 watts pados con dispositivos automáticos (1/8 h.p) o menos. Se permitirá que que interrumpan la alimentación los medios de desconexión del cir- antes de que la velocidad del motor cuito derivado sirvan como contro- haya caído a menos de 1/3 de su va- lador de motores estacionarios de 93 lor nominal normal watts (1/8 hp) o menos que normalmente se dejan funcionando y que 8.3.5.2. Capacidades nominales estén construidos de modo que no se puedan dañar por sobrecargas o fa- El controlador debe tener un valor nominal tal llas al arrancar, tal como los motores como se especifica a continuación bajo las con- de relojes y similares diciones especificadas: 2. Motores portátiles de 249 watts (1/3 h.p) o menos. Para un motor portátil a) Generalidades: de 249 watts (1/3 h.p) o menos, se 1. Capacidades nominales en kilowa- permitirá que el controlador sea una tts (h.p) a la tensión de suministro. clavija de conexión y un contacto o Los controladores, diferentes de los un conector de cordón interruptores automáticos de tiempo c) Motores estacionarios de 1.5 kilowatts inverso y de los interruptores de caja (2 h.p) o menos. Para los motores esta- moldeada, deben tener una capaci- cionarios de 2 caballos de fuerza nomi- dad nominal, a la tensión de sumi- nales o menos y 300 volts o menos, se nistro, no menor a la potencia nomi- permitirá que funcione como controla- nal del motor dor cualquiera de los siguientes: 221 1. Un interruptor para uso general con cuito sólidamente puesto a tierra cuya un valor nominal en amperes no me- tensión nominal entre cualquier con- nor al doble del valor nominal de co- ductor y tierra no sea mayor al menor rriente de plena carga del motor. de los dos valores de valor nominal del 2. En circuitos de corriente alterna, un controlador, y la tensión nominal entre interruptor de acción rápida para uso dos conductores cualesquiera no exce- general, adecuado solamente para da el valor más alto del valor nominal uso en corriente alterna (no interrup- de tensión del controlador tores de acción rápida de corriente alterna y corriente continua para uso general), cuando el valor nominal de 8.3.5.3. Número de motores alimentados por cada controlador corriente de plena carga del motor no es mayor del 80 por ciento del valor Cada motor debe tener su propio controlador in- nominal del interruptor, en amperes dividual. d) Motores de alto par. Para motores de Excepción 1: Para motores de 600 volts no- alto par, el controlador debe tener un minales o menos, se permitirá utilizar un solo valor nominal de corriente de plena controlador de valor nominal no menor al valor carga en servicio continuo no menor al en caballos de fuerza equivalente de todos los valor nominal de corriente de la placa motores del grupo, bajo cualquiera de las condi- de características del motor. Para un ciones siguientes: controlador de motor clasificado en caballos de fuerza pero no marcado con 1. Cuando varios motores accionen dis- el anterior valor nominal de corriente, tintas partes de una sola máquina o el valor nominal de corriente equiva- pieza de aparato, como máquinas he- lente se debe determinar a partir del rramientas para el trabajo del metal valor nominal en caballos de fuerza, o de la madera, grúas, montacargas y utilizando las Tablas 430-247, 430- aparatos similares 248, 430-249 o 430-250 de la NOM- 2. Cuando un grupo de motores esté protegido por un solo dispositivo de 001-SEDE sobrecorriente e) Tensión nominal. Se permitirá insta- 3. Cuando un grupo de motores esté lar un controlador de una sola tensión ubicado en un solo cuarto al alcan- nominal, por ejemplo, 240 volts ó 480 ce de la vista desde la ubicación del volts, en un circuito en el que la ten- controlador sión nominal entre dos conductores cualesquiera no exceda el valor nomi- 8.3.5.4. Motores de velocidad ajustable nal de tensión del controlador. Si el controlador fuera de tensión dual, por Los motores de velocidad ajustable que son con- ejemplo: 120/240 volts ó 480Y/277 trolados por medio de un regulador de campo, volts, sólo se debe instalar en un cir- deben estar equipados y conectados de modo 222 que no se puedan arrancar con un campo re- Protocolos de comunicación e interfaces de sof- ducido. tware Excepción: Se permitirá arrancar con un cam- • AS–i. po reducido, cuando el motor esté diseñado para • CC-Link IE Field arrancar de esa forma. • CIP • Foundation Fieldbus • Hart • Modbus • Profibus 8.3.5.5. Limitación de la velocidad Las máquinas de los siguientes tipos deben estar provistas de dispositivos u otros medios limita- Protocolos del nivel de Estación (Controladores dores de velocidad: de los SDMC) 1. Motores de corriente continua excitados • BSAP • CC-Link IE Safety 2. Motores en serie • CIP 3. Grupos motor - generador y converti- • DNP 3 dores que puedan ser accionados a una • EtherCAT velocidad excesiva del lado de corriente • Ethernet Powerlink continua, ya sea por invertirse el sentido • Foundation Fieldbus HSE de la corriente o por una reducción de la • IEC 61850 carga • Modbus TCP • ProfiNet HSE • SERCOS III • TCP/IP • UDP separadamente 8 .4. Con t rol s u pe rv i sor io 2 3 8.4.1. Requisitos generales Protocolos del nivel de Supervisión (Monitoreo y acciones de control en los SDMC) Todos los protocolos de comunicación, interfaces de software y redes de comunicación (buses) • BSAP que se utilizan en la transmisión de datos en- • CC-Link IEControl tre los niveles: Proceso (Instrumentación), Es- • DNP 3. tación (Controladores), supervisión (Monitoreo • Ethernet y acciones de control), evaluación, planeación y • Fast Ethernet Toma de decisiones, deben cumplir con el mo- • Gigabit Ethernet delo de referencia OSI (Open Systems Intercon- • 10 Gigabit Ethernet nection) que se establece en la ISO/IEC-7498-1; • ProfiNetHSE así mismo, deben cumplir con la infraestructura • TCP/IP de comunicaciones existente. • Interfaces de aplicación 23 Fuente: NRF-046-PEMEX Y CFE G0000-34 223 Selección de los protocolos de comunicación de los equipos de control para integrar la información entre equipos de control. Para la categorización de las variables con base en el criterio de velocidad de actualización, se Funcionalidades de los protocolos de comunica- debe cumplir con las velocidades del canal de ción comunicación especificadas por las diferentes tecnologías. Estas velocidades son: Las siguientes funcionalidades básicas de aplicación de los protocolos de comunicación deben • AS–I 167 Kbps • CC-Link IE Field 1000 Mbps • DeviceNet • Foundation Fieldbus 31 250 bps • Hart 1 200 bps • Modbus • Profibus PA 31 250 bps • ControlNet 5 Mbps • EtherNet/IP cumplir con 6.1 al 6.13 de la IEC 60870-5-5. de 125 a 500 Kbps a) Inicialización de equipo de control b) Interrogación general de equipos de control en instalaciones remotas de 75 a 19 200 bps c) Sincronización de relojes de equipos de control d) Tiempo de retraso de transmisión 10/100/1000 Mbps e) Adquisición de datos a través de interrogación secuencial Categorías de instalaciones f) Adquisición de datos a través de transmisión cíclica Para propósito de este documento de referencia, g) Adquisición de eventos con base en la red de control industrial se establece h) Adquisición periódica de eventos la siguiente la categorización de las diferentes ins- i) Adquisición de eventos a través de veri- talaciones industriales (de proceso) y administrativas y a las localizaciones geográficas de las instalaciones que operan, las cuales son las siguientes: ficación rápida j) Transmisión de instrucciones (comandos) de control entre equipos de control k) Transmisión de valores de variables to- • Instalaciones remotas • Instalaciones centrales l) Carga y descarga de parámetros • Oficinas administrativas locales m) Procedimientos de pruebas • Oficinas administrativas regionales n) Transferencias de Archivos • Oficinas centrales nacionales / sede talizadas Adquisición de datos a través de reporte por Equipos de control del mismo fabricante excepción, con el proceso de interrogación secuencial Cuando se utilice un solo equipo de comunicación, el proveedor o contratista debe suminis- Esta función se debe usar para actualizar sólo los trar la solución de interconexión de los equipos valores de variables de procesos que han regis- de control con el equipo de comunicación. Así trado un cambio respecto de su valor anterior, y mismo, debe usar el protocolo de comunicación se debe emplear por los equipos de control ubi- 224 cados en instalaciones remotas para transmitir ración, monitoreo de parámetros y diag- dichos datos únicamente cuando le toca el turno nósticos de equipos que se suministran de interrogación secuencial hacia el equipo de en paquete control ubicado en las instalaciones centrales. b) Un sistema digital de monitoreo y conAdquisición de datos a través de reporte por ex- trol en instalaciones centrales, se com- cepción no solicitado. pone por uno o varios equipos de control que entre otras funciones integran infor- Esta función se debe usar por los equipos de mación de un proceso local, de equipos control ubicados en instalaciones remotas para de control, de equipos paquete y de equi- transmitir de forma espontánea sin previa soli- pos de control en instalaciones remotas, citud sólo los datos de los valores de variables de con la finalidad de tomar decisiones ope- procesos que han registrado un cambio respec- rativas para la producción. Adicional- to a su valor anterior hacia el equipo de control mente proporciona información a través ubicado en las instalaciones centrales. El pro- de interfaces y protocolos de comunica- tocolo de comunicación que usa esta función ción hacia las oficinas administrativas debe ejecutar algoritmos y manejar el reporte locales respecto al estado de la operación por excepción no solicitado para transmitir los del proceso datos que han cambiado su estado. La transmisión de los datos debe tener prioridad sobre c) El proveedor o contratista debe suminis- otros tipos de transmisión. La adquisición de trar, para cada una de las tres categorías la información se debe realizar en forma de de comunicación que se presentan en nombre o dirección de los datos o en arreglos una instalación central: o listas. 1. La comunicación con equipos de control ubicados en instalaciones re- Funcionalidad del proceso motas 2. Las comunicaciones entre equipos Los sistemas digitales de monitoreo y control de control de equipos paquete operan tres tipos de datos de señales a través de 3. Los equipos de control del sistema un canal de comunicación: digital de monitoreo y control, llamada comunicación de control local a) De control y las comunicaciones para fines de b) De monitoreo supervisión realizadas con las ofici- c) De administración nas administrativas local Protocolos de comunicación para instalaciones En la integración de equipos de control de dife- centrales rentes fabricantes para hacer funciones de control en una aplicación de seguridad, la selección a) Los equipos de control para propósito del protocolo de comunicación debe realizar las específico realizan las funciones de ope- siguientes funcionalidades: 225 a) Adquisición de datos a través de proceso datos y con un concepto de inteligencia distribuida. de interrogación secuencial. b) Adquisición de datos a través de reporte por excepción en proceso de interroga- Debe permitir el acceso a los mandos, medicio- ción secuencial nes y señalización de los dispositivos a través del c) Adquisición de datos a través de reporte servidor SCADA para operarse desde el centro de control remoto, así mismo deja disponible la por excepción no solicitado d) Transmisión de comandos de control información al CCL y CI para su control local a e) Redundancia de comunicación estos niveles. f) Prioridad de datos g) Estampado en tiempo La arquitectura del sistema debe permitir el h) Determinismo y repetibilidad control local, por medio del CCL y CI, a través i) Operaciones punto a punto de las aplicaciones de software que contienen funciones de control del sistema y adquisición En la integración de equipos de control de dife- de datos SCADA. rentes fabricantes para hacer funciones de control en una aplicación de proceso, la selección La red de comunicaciones debe ser redundante del protocolo de comunicación debe cumplir las y asegurar el intercambio de información, así siguientes funciones: como la integración de información de los dispositivos y registradores para la operación y mo- a) Adquisición de datos a través de proceso nitoreo en tiempo real. de interrogación secuencial b) Adquisición de datos a través de reporte El MCAD debe permitir el intercambio de se- por excepción en proceso de interroga- ñales entre los dispositivos electrónicos inteli- ción secuencial gentes y el servidor SCADA para el control y c) Adquisición de datos a través de reporte supervisión desde cualquier nivel de operación. por excepción no solicitado d) Transmisión de comandos de control La cantidad de MCAD´s a implementarse para e) Redundancia de comunicación el control y monitoreo de los dispositivos asocia- f) Prioridad de datos do se definen bajo los siguientes criterios: g) Estampado en tiempo h) Determinismo y repetibilidad • Para dispositivos de control de niveles i) Operaciones punto a punto • Se debe de considerar un MCAD para supervisión y control de equipos auxilia- j) Sincronización de relojes res 8.4.2. Arquitectura SCADA • No se acepta que las funciones SCADA sean realizadas por relevadores de pro- La seguridad, disponibilidad y automatización de la subestación debe ser basada en una arquitectura descentralizada para adquisición de 226 tección • Ilustración 8.1 muestra la arquitectura conceptual del sistema Ilustración 8.1 Diagrama conceptual de arquitectura SICLE Esquema Conceptual Centro de Control LANSwitch Intranet Servidor SCADA Impresora Consola Control Local Consola de Ingeniería LANSwitch Firewall Relevador de Protecciones Registrador de Disturbios Medidor Multifunción Red de Sincronismo Red acceso remoto Red Adquisición de datos MCAD Entradas analógicas y digitales MCAD Entradas analógicas y digitales MCAD Entradas analógicas y digitales Salidas de control analógicas digitales Salidas de control analógicas digitales Salidas de control analógicas digitales TC’s TP’s TC’s TP’s TC’s TP’s Tablero Tablero Tablero Fuente: CFE G0000-34 8.4.2.1. Consideraciones Generales El sistema debe incorporar las funciones de control, monitoreo, medición y supervisión, así Toda la fabricación de los sistemas debe inte- como funciones de almacenamientos de datos, grarse con base en componentes y diseño de eventos y fallas. programación de alto control de calidad, del tipo industrial con disponibilidad máxima. El sistema debe permitir realizar altas o bajas de cualquier dispositivo del sistema, así como Es requisito indispensable la seguridad de ope- también debe permitir la modificación de todas ración de cada una de las funciones que se asig- las bases de datos, mediante configuración con nen al sistema, evitando cualquier posibilidad librerías de objeto de falsa operación, inadecuada aplicación de funciones y fundamentalmente de operación Los equipos MCAD y SERVIDOR SCADA de- autónoma o errónea de telecontroles por inter- ben contar con la funcionalidad de permitir al pretación de mensajes erróneos o fallas de equi- usuario, recuperar (leer) los archivos de confi- pamiento. Por lo tanto, se requiere que el sis- guración que se encuentran en operación, edi- tema cuente con los mecanismos necesarios de tarlos, modificarlos y archivarlos para su reen- seguridad, verificación a nivel de programación vió a los propios MCAD´s y servidor SCADA, y de componentes. sin necesidad de utilizar un archivo previo. 227 Se deben implementar las medidas de seguridad Consola de ingeniería CI necesarias para evitar la operación incorrecta de las salidas de control ante los siguientes eventos: Debe tener la misma funcionalidad que la CCL, adicionalmente este equipo debe contener el sof- • Al encender/apagar cualquier equipo del tware para establecer la comunicación con los sistema. DEI’s en protocolo propietario, para configura- • Por variaciones. ción o acceso a información de los dispositivos, • Desarmado de controles por operaciones a través de la red, así como para la configuración no concluidas en un tiempo razonable del sistema CCL, servidor SCADA y MCAD´s. (30 s). Esta condición aplica a nivel sis• tema. La aplicación proporcionada debe incluir una Información interfase grafica para configuración, administración y selección individual de cada uno de los Niveles de operación dispositivos, de tal manera que al elegir cualquiera de los dispositivos existentes automáti- El sistema debe manejar los siguientes niveles camente se ejecute la aplicación propietaria del de operación, ver Tabla 8.1. dispositivo vía la red Consola de Control Local (CCL) 8.4.2.2. Servidor SCADA A través de la CCL se obtienen las funciones de supervisión y control. La CCL provee el estado El servidor SCADA debe concentrar toda la de la subestación al operador a través de acce- información en tiempo real recabada por los so a comandos, eventos y alarmas en la panta- MCAD´s y DEI’s. lla. La información es alimentada directamente desde los MCAD’s y/o DEI’s. En los casos que Condiciones generales el servidor SCADA contenga datos adicionales, estos deben ser integrados a la base de datos de Debe hacer las funciones de estación maestra la CCL. a nivel inferior y a su vez como una o varias Tabla 8.1 Niveles de operación Nivel Descripción Nivel 1 Telecontrol y supervisión desde el nivel superior en tiempo real a través de los centros de control (Estaciones maestras) Nivel 2 Control y supervisión local desde la consola de control local Nivel 3 Control y supervisión desde los MCAD´s mediante una pantalla gráfica Nivel 4 Automatismos locales Fuente: CFE G0000-34. 228 UTR´s virtuales dependiendo de los enlaces a La totalidad de puntos de la base de datos en el nivel superior. MCAD, deben ser configurables como variables dentro de la programación de las lógicas Debe ser independiente tanto de equipo como del MCAD, así mismo, en la programación de funcionalmente con respecto a la CCL y CI, es las lógicas de un MCAD debe permitir utilizar decir ante una eventual falla de estas últimas, el puntos de cualquier MCAD servidor SCADA debe continuar operando normalmente. Cada MCAD debe contar con la funcionalidad remoto/local para habilitar–deshabilitar las sa- La obtención de los datos (mediciones, estados lidas de control (mandos), además de una indi- y alarmas), así como los comandos (salidas de cación visual local y remota para cada posición, control), se debe realizar a través de la red con el con el correspondiente envío de esta señali- servidor SCADA en el cual se tiene integrada la zación en la CCL, CI y centros de control vía base de datos en tiempo real de todos los MCAD servidor SCADA, cumpliéndose las siguientes y DEI’s del sistema. condiciones. Módulos de Control y Adquisición de Datos • (MCAD) En posición remoto, permite los controles desde la CCL, CI y centros de control vía servidor SCADA Este equipo tiene como función principal la • En posición local, inhibe los controles supervisión control y adquisición de datos pro- del CCL, CI y centros de control vía ser- venientes de los equipos eléctricos primarios, vidor SCADA; y se ejecutan solo desde DEI´s y equipo auxiliar el MCAD Sistema operativo de tiempo real Entradas digitales La funcionalidad para programación, imple- Las entradas digitales son las señales binarias mentación, ejecución de automatismos y ló- que indican el estado actual de los dispositivos gicas de control, es obligatoria para cada uno del sistema eléctrico tales como interruptores, de los MCAD´s que componen el sistema. La cuchillas, alarmas, cambios momentáneos por creación y edición de dichas lógicas se debe operación de protecciones y recierres. realizar mediante programación en lista de instrucciones y diagrama funcional lógico y Las entradas digitales deben cumplir con lo si- que cumplan con la norma IEC 61131-3 y que guiente: contengan como mínimo, las siguientes funciones: lógicas, aritméticas de coma flotante, • Cada entrada digital debe contar con un temporizadores, banderas, relevadores, me- filtro antirrebote (debounce) indepen- morias y contadores. Cuando se soliciten en diente, configurable por software por el Características Particulares, se debe incluir la usuario en un rango de entre 0 milise- opción de realizar dichas lógicas, usando dia- gundos y 100 milisegundos o más am- gramas escalera. plio, en incrementos de 1 milisegundo 229 • • Cada entrada, debe ser configurable para conexiones. El desarrollo de la secuencia lógi- ser utilizada como pulsos para su con- ca del sistema de control es mostrada por medio teo y totalización (acumuladores) y para de símbolos de compuertas lógicas “Y”, “O”, y detección de cambios momentáneos “NO” y/o la combinación de estas, manejando (DCM). señales lógicas 0 y 1. Resolución de 1 milisegundo para el 100 % de las entradas digitales. La estampa de tiempo se debe realizar a nivel de 8 .6 . Di agr a m a s de c on t rol e l éc t r ic o cada MCAD; la etiqueta de tiempo (tam• • bién con resolución de 1 milisegundo). Estos diagramas también conocidos como Cada entrada digital en forma individual diagramas de escalera se desarrollan con la debe tener la habilidad de invertir su ló- finalidad de mostrar el arreglo de las conexiones gica de estado por medio de configura- e interconexiones físicas de todos los elementos ción por programación (NA y NC). que intervienen en el control de arranque/paro Deben ser optoacopladas y cumplir con de los motores y otras cargas eléctricas de un el nivel de aislamiento solicitado sistema, mostrando la polaridad de alimentación, bornes de conexión y los elementos auxiliares. Salidas digitales En cierta forma, también se muestra la secuencia en la cual se desarrollan las operaciones de Las salidas digitales se utilizan para realizar co- control, por lo que algunos proveedores de PLC's mandos de control sobre el equipo primario u los utilizan para su programación. otras tareas de conformidad con la programaLa correcta estructuración de un diagrama de ción del equipo. control debe considerar lo siguiente: Las salidas digitales deben ser configurables y • cumplir con lo siguiente: Simbología estandarizada (ver Ilustración 8.2) • Número de identificación para cada uno • Control momentáneo (abrir/cerrar). • Subir/bajar de los elementos integrantes en el diagra- • Sellado (latch) ma (este número lo asigna el diseñador) • 8 . 5. Di agr a m a s l ó gic o s de c on t rol Número de identificación de cada uno de los puntos de conexión de los dispositivos de fuerza y control los cuales se obtienen de la información de fabricantes El propósito de estos diagramas es el de mostrar • el desarrollo de la secuencia lógica de operación Número de identificación de tablillas terminales en gabinete(s) del sistema de control. Este tipo de diagramas, • Identificación de cables de interconexión en cierta forma muestran la relación funcional • En general, identificación de todos los que existe entre los elementos que intervienen puntos de conexión (en campo y en dentro del sistema, pero no es un diagrama de tableros) 230 231 Descripción DL Contacto Elemento térmico Contacto (NO) Contacto (NA) Bobina RT Contacto (NA) Acción retardada después de que la bobina es energizada Contacto (NC) Acción retardada después de que la bobina es energizada Bobina Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE RT RT Relevador de control de tiempo M M M Relevador electromecánico DL Relevador de sobrecarga Símbolo Descripción Normalmente abierto (NC) Normalmente abierto (NA) PSL LSH LSL Interruptor de presión baja (NC) Interruptor de nivel alto (NC) Interruptor de nivel bajo (NA) Interruptor de límite (NA) Interruptores de control PB PB Botones de contacto momentáneo F Motor R Auto Tierra Diodo Fusible Transformador de control Motor trifásico, bomba Lámpara piloto, la letra indica el color Interruptor termomagnético Selector manual-auto Manual Normalmente abierto (NC) Descripción Selector de secuencia Fuera Selecciones Símbolo Normalmente abierto (NA) Contacto operación instantánea Símbolo Ilustración 8.2 Diagrama esquemático de control (Simbología) 8 .7. E j e m pl o s de si st e m a s de c on t rol Durante el proceso de arranque se da una elevación de corriente lo que puede llegar a ocasionar baja en las líneas de suministro de energía las A continuación se ejemplifica en forma descri- cuales pueden ser notorias en la iluminación, así ta y/o esquemática, el funcionamiento de algu- como afectar a otros equipos que se encuentren nos sistemas de control básicos, con el objeto de conectados en las mismas líneas de suministro. complementar el conocimiento de la operación Ver Ilustración 8.3. de los mismos. 8.7.2. Secuencia de arranque 8.7.1. Arranque y paro de motor Aplicación: La principal característica para que el arranque de un motor pueda llevarse a cabo es que el par Controlar la operación de dos o más motores de de arranque debe ser superior al par resistente forma secuencial, a partir de una acción evitan- de la carga. do el arranque simultáneo de motores. Ilustración 8.3 Diagrama esquemático de control de arranque y paro de motor M M OL´s L1 L2 M L3 F F 480/120 V F OL´s PB PB Paro M Arranque R M V Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 232 Secuencia de operación: 8.7.3. Transferencia Como ejemplo se tienen cuatro motores, de los Aplicación: cuales tres se arrancarán a través la secuencia 123, 234, 341 o 412 y el cuarto se mantendrá El Sistema de control consiste de dos partes de reserva. Las tablas en la Ilustración 8.4 mues- principales: La primera es cuando la carga está tran la posición que se debe escoger en el selec- conectada a la fuente normal con su circuito de tor para mantener una secuencia determinada control correspondiente; y la segunda, cuando (ver Ilustración 8.5). dicha carga se transfiere a la fuente de emergencia condición en la cual, se usa el circuito de control para la condición anormal. En esta misma figura, se aprecia en el circuito de control del motor, que existe otro selector Secuencia de operación: para operar los motores en forma automática o manual, o para dejarlos fuera. La operación en forma manual depende de los botones de paro y En condiciones de operación normal, la fuente arranque, mientras que la operación automática alimenta al circuito de control correspondien- depende del circuito de secuencia. te el cual energiza la bobina del relevador de transferencia (SE), manteniendo encendida la En el circuito de secuencia se observa lo siguien- lámpara verde (fuente normal) y energizada la te: La posición de secuencia 123 en el selector, bobina del relevador de corte de carga normal activa la bobina R.A., que cerrará sus contactos (N) y éste cierra sus contactos para alimentar a en el circuito del motor 1, del motor 2 y del mo- la carga. Si ocurre una falla en la fuente normal, tor 3. El circuito del motor 4 no tiene contactos el circuito de control correspondiente queda R.A. y por lo tanto no arrancará. desenergizado, conectando la carga a la fuente de emergencia, lo cual se indica al encenderse la lámpara roja (R). Ver Ilustración 8.6. Al cerrar el contacto R.A., del circuito del motor 1, se activan las bobinas del relevado REM y su correspondiente relevado de tiempo RT1. En Cuando la fuente normal recupera sus con- este caso, el motor 1 arrancará inmediatamente, diciones de operación, su circuito de control cuando los contactos M1 cierran. Después de un toma el mando de nuevo y restablece la alimen- lapso de tiempo (que es determinado por RT1), tación. Se observa que existe un doble bloqueo se cierra el contacto RT1 del circuito del mo- para que no se produzcan cortocircuitos o so- tor 2, energizando sus bobinas de tiempo y de bre tensiones al alimentar la carga, ya que hay arranque respectivas. De forma similar se arran- un contacto "SE" el cual está abierto cuando la ca el motor 3, pero aunque cierre sus contactos fuente normal funciona correctamente y ade- RT3, no le es posible energizar a las bobinas RM4 más existe un bloqueo mecánico con los con- y RT4 ya que los contactos RD, RB y RC están tactos del relevador de corte de carga de emer- abiertos. De esta manera se tienen 3 motores con gencia (E). arranque secuencial y uno de reserva. 233 234 Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE Notas: 1.- Permisivo de paro automático de bombas (Interruptor de nivel, presión, etc.) Circuito de secuencia F L3 L2 L1 RD RC RB 8 7 RA 6 5 Secuencia 123 4 3 Secuencia 234 2 1 Secuencia 341 selector de secuencia Secuencia 412 RA RB Automático F RT1 F RM2 RB RC RC RC RD Arranque RMx RM3 Mx OL’s RT3 RT3 M3 V R Mx OL’s * Número de motor 480/120 V Nota 1 F RT2 RT2 M2 RD RM4 8 RB 13 14 11 12 9 10 7 Circuito de control de motor Mx Manual Parol Fuera RM RT1 M1 6 RA 5 3 4 1 Cto. Motor 1 2 Cto. Motor 2 F Cto. Motor 3 Ilustración 8.4 Diagrama de control de secuencia de arranque 15 RT4 M4 RD Motor (*) RT4 16 Cto. Motor 4 RA 0 0 1 0 1 0 X X 13 - 14 X X X X No cerrar Posición X- Acción seleccionada X X 11 - 12 15 - 16 X 5 - 6 7 - 8 X X 3 - 4 9 - 10 X 1 - 2 Cerrar 1 0 0 Tabla 2 0- Contacto abierto 1- Contacto cerrado 0 0 0 Selector de control Arranque/ Secuencia Interruptor 7 - 8 5 - 6 3 - 4 Cont. Sec. Sec. Sec. Sec. 123 234 341 412 1 - 2 0 1 0 0 Selector de secuencia Tabla 1 235 Caseta de operación (CCM) GA - GA - GA - GA - Arrancadores zo Po 2 GA - 2 Selectores - auto-fuera-manual Secuenciador - programador zo Po 1 GA - 1 GA - 4 Caseta de operación (CCM) Lámparas de señalización Ilustración 8.5 Esquema de flujo de secuencia de arranque (automático) zo Po 4 GA - 3 zo Po 3 Fuente normal 236 SF F Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE PB- Prueba F 480/120 V NL3 NL2 NL1 V N SE Ilustración 8.6 Esquema de control de transferencia F N Bloque mecánico A la carga SE 480/120 V E F R F F EL3 EL2 EL1 Fuente de emergencia 8.7.4. Control de nivel en tanque elevado Secuencia de operación: El arranque del motor se inicia cuando el electro- Aplicación: nivel L1 envía la señal de alto nivel. Una vez iniciada la operación el motor dejará de operar hasta Control del nivel de agua en un tanque elevado alcanzar el nivel del interruptor de nivel H, el cual alimentado por un cárcamo o un pozo de ex- enviará la señal de paro. El siguiente ciclo de ope- tracción de agua. ración se dará cuando el nivel de agua llegue al interruptor L1, ver Ilustración 8.7 e Ilustración 8.8. Ilustración 8.7 Esquema de flujo del control de nivel en tanque elevado M LSH N.máx. LSL 1 N.mín. M LSL 2 N mín. Z 237 238 Notas: Manual Automático M Paro LSH (Nota 1) Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE M M LSL - 1 F Arranque 1.- Dispositivo tipo electro nivel doble con circuito de enclavamiento integrado. 2.- Dispositivo tipo electro nivel sencillo. Fuera F L3 L2 L1 Ilustración 8.8 Diagrama de control de arranque y paro de bomba para alimentación de un tanque elevado F LSL - 2 (Nota 2) 480/120 V M V M OL´s R OL´s M 8.7.5. Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua Secuencia de operación: Aplicación: Cuando el selector está en posición manual, para La operación de ésta configuración depende de la posición del selector manual-automático. el arranque de un motor, el funcionamiento es el Este tipo de sistemas de control se utiliza cuan- mismo que el indicado en la Ilustración 8.3. do se desea automatizar la operación remota de una bomba para extracción de agua con ciertas Si se posiciona al selector en modo automá- características y las debidas protecciones al mo- tico, el motor funcionará mientras no baje el tor de la misma. nivel del agua, mientras no disminuya la presión y también mientras no varíe la calidad del agua. Ver Ilustración 8.9 e Ilustración 8.10. Ilustración 8.9 Esquema de flujo de la operación de bomba por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua CCM Analizador Registro PSL M LSL A planta de tratamiento TTrinchera i h N. mín n N. Cárcamo colector de aguas negras 239 Ilustración 8.10 Diagrama de control, conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del M OL’s OL s O L1 M L2 L3 F Nota: Para simplificar las interpretaciones de éste diagrama se indica en forma esquemática el control de nivel y presión. F F 480/127 V Fuera Manual Paro OL’s Arranque M Auto * ASL M R M LSL PSL V * Analizador de agua Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 8.7.6. Control de retrolavado de filtros de nivel, de posición, botones o mandos manuales, etc.) los cuales con la ayuda de los diagramas lógicos o con los esquemáticos de control (esca- Aplicación: lera), serán configuradas como entradas digitales al secuenciador, mientras que a los operadores de Automatizar la operación secuencial de las vál- las válvulas, motores y cualquier elemento final vulas de seccionamiento (apertura/cierre) y del se le configurará como salida digital del mismo equipo de bombeo involucrado en el proceso de secuenciador. retrolavado de filtros, para una planta de tratamiento de aguas residuales. Este tipo de sistemas Secuencia de operación: de control secuencial, por el hecho de tener cierta complejidad, es recomendable operarlos en Ya sea a través de la señal de alto nivel del inte- forma automática, a través de un secuenciador a rruptor LSH-1201 o de la señal del botón manual base de microprocesador o de un control lógico PB-1201, la secuencia de operación para el retro- programable (PLC). En estos sistemas participan lavado del filtro se iniciaría de la siguiente forma, elementos primarios o detectores (interruptores ver Ilustración 8.11 para retrolavado de filtros. 240 Ilustración 8.11 Diagrama esquemático de control para retrolavado de filtros LSL-1203 F PB LSL-1201 RE RA RA RA RA A KV-1201 RA C RA A KV-1210 RA C A KV-1204 RD RA LSL-1202 RD KV-1204 abierta RC C KV-1207 abierta M1 M1 A KV-1213 K RD C KV-1213 abierta M2 M2 RC RD RD RD KV-1201 1 KV-1210 KV-1204 V 12 4 KV-1207 V-1 0 KV 7 KV-1213 Cerrada Cerrada Cerrada Compresor aire RB RB RD A KV-1207 RC RC C Cerrada Cerrada Fuente: NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 241 BA-1204 B BA-120 BA 120 B BA-1201 1. Después de recibir la señal del LSH-1 201 ó PB-1 201 se envía la señal de cierre a las válvulas kV-1 201 y kV-1 210 1201 con lo cual finaliza el retrolavado del filtro FG-201 7. La secuencia de operación de retrolava- 2. Una vez confirmado el cierre de estas do se detendrá en caso de detectar bajo válvulas, se envía la señal para activar el nivel en el tanque de agua clara FB-200 secuenciador de apertura de la válvula de mediante el interruptor LSL- 1203 drenaje KV-1 204 3. Confirmado el bajo nivel del filtro por 8.7.7. Circuito alternador medio del interruptor de bajo nivel LSL1202, se envía la señal al secuenciador Aplicación que abre la válvula para aíre kV-1 207 y al arranque del motor del compresor de aíre El circuito alternador (comercialmente conoci- 4. Una vez terminado el tiempo fijado y con do como alternador eléctrico), es un sistema de la válvula kV-1 207 abierta y el compre- control utilizado para el arranque y paro auto- sor operando, se envía la señal de aper- mático en forma alternada, de dos bombas ins- tura a la válvula kV-1213 y de arranque a taladas con un tanque común, con la finalidad la bomba de retrolavado BA-1 201 de uniformizar el desgaste en cada una de ellas. 5. Una vez transcurrido el tiempo necesario Además contempla la operación de una bomba para el lavado simultáneo aire-agua, se en caso de falla de la otra unidad, o la opción envía la señal de para del motor del com- para operar ambas cuando la demanda exceda presor y cierre de la válvula kV-1207, a la capacidad de una de las dos unidades de bom- partir de este momento el retrolavado se beo. Son empleados comúnmente, ver Ilustra- realiza únicamente con agua; transcurri- ción 8.12 en: do el tiempo necesario, se envía la señal de paro de la bomba BA-1201 y cierre de a) Suministro de agua potable a tanques o cárcamos las válvulas kV-1204 y kV-1213 6. Con todas las válvulas cerradas y después de transcurrido el tiempo necesario para que la arena se asiente, se envía la señal de apertura de las válvulas kV-1210 y kV- 242 b) Desalojo de aguas pluviales o aguas residuales en cárcamos colectores c) Dosificación de reactivos en plantas Potabilizadoras Ilustración 8.12 Esquema de flujo del circuito alternador de dos motores Motor 1 Motor 2 A/de CCM Efluente N4 N3 N2 N1: Nivel de paro del 1er motor N2: Nivel de arranque del 1er motor N3: Nivelde paro del 2do motor N4: Nivel de arranque del 2do motor Afluente Cárcamo recolector de aguas residuales o pluviales N1 A: Interruptor de nivel (1er. nivel) B: Interruptor de nivel (2do. nivel) El sistema se ejemplifica con la Ilustración 8.13, c) Después de que el interruptor A se accio- de la cual, las descripciones son las siguientes. na, si el nivel del líquido continua incrementándose y alcanza el nivel al cual el Secuencia de operación: interruptor B está ajustado, ambas bombas operarán a) Los dos interruptores de nivel tipo ¨pera¨ d) Cuando una bomba está en operación A y B, son utilizados como elementos normal y sale de servicio por falla o ma- primarios del sistema de control niobra, la otra bomba arrancará auto- b) El circuito alternador opera primero una máticamente y continuará la operación bomba y posteriormente la otra en cada siempre y cuando la demanda de bom- cierre sucesivo del interruptor A beo lo requiera 243 Ilustración 8.13 Diagrama de control eléctrico: circuito alternador de dos motores OL’ss M L1 M L2 L3 F F 480/120 V F RA A O OL’s R2 M1 R1 R1 OL’ss M L1 M L2 L3 F F 480/120 V 4 F F B A RA M2 R2 R2 OL’s R1 R2 Circuito alternador R1 RA RA Fuente : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton, NEMA ICS 19 y NMX-J-136-ANCE 244 8.8. Instrumentos de medición El instrumento de medición para arrancadores para motores debe realizar como mínimo las mediciones y prestaciones siguientes: Los instrumentos de medición deben ser digitales del tipo multifunción o de función específica, a) Corriente (A) trifásicos a base de microprocesadores y con pan- b) Tensión (V) talla digital (LCD) o pantalla digital tipo LED. El c) Potencia real (kW) instrumento de medición para interruptores debe d) Potencia aparente (kVA) realizar como mínimo las siguientes: e) Potencia reactiva (kVAr) f) Factor de potencia (FP) a) Corriente (A) g) Frecuencia (Hz) b) Potencia real (kW) h) Energía real (kWh) c) Potencia aparente (kVA) i) Energía aparente (kVAh) d) Potencia reactiva (kVAr) j) Energía reactiva (kVArh) e) Factor de potencia (FP) k) Potencia demandada real pico f) Frecuencia (Hz) l) Potencia demandada real presente g) Energía real (kWh) m) Predicción de la demanda h) Energía aparente (kVAh) n) Distorsión total armónica (THD) i) Energía reactiva (kVArh) j) Potencia demandada real pico Los instrumentos de medición de tensión, debe k) Potencia demandada real presente incluir la selección de fases para obtener las me- l) Predicción de la demanda diciones entre las fases (A-B, B-C y C-A.), al m) Distorsión total armónica (THD) neutro (l-N) y total. n) Factor k de cada corriente o) Registro de alarmas y eventos Los instrumentos de medición de corriente p) Registro de mantenimiento debe incluir la selección de fases para obtener q) Registro de mínimos y máximos medición en las fases (A, B y C), al neutro y r) Resumen de alarmas promedio. s) Resolución armónica 63ava t) Lecturas individuales de armónicas V e I 63ava u) Captura de forma de onda en estado estable y disturbios Todos los parámetros se deben almacenar en una memoria no volátil y permanecer en el equipo con pérdida de la alimentación. El registro de datos, eventos y forma de onda debe v) Grabación de eventos 100 ms almacenarse en el instrumento de medición y w) Margen de error máximo para tensión y se debe poder enviar a través del puerto de co- corriente de 0.075 por ciento municación. 9 Si st e m a s de e m e rge nc i a 9.1. I n t roduc c ión sistemas de emergencia deben ser adecuados para la máxima corriente de falla disponible en En este capítulo se establece el procedimiento y sus terminales. recomendaciones necesarias para la determinación de la capacidad de un sistema de emergen- 9.2.1. Determinación del tipo de carga cia de energía eléctrica, de acuerdo a la selección de las cargas que necesitan un servicio continuo. a) Cargas de operación continua Un sistema de emergencia de energía eléctrica, es aquél que cuando se presenta una falla en Se refiere a la iluminación de emergen- el suministro de energía eléctrica normal, me- cia, dispositivos de control y seguridad diante dispositivos de transferencia (automáti- que son especificados como necesarios. b) Cargas de operación variable cos o manuales), puede alimentar a ciertas cargas durante un tiempo determinado, de acuerdo Se refiere a los equipos de fuerza (mo- a las necesidades del usuario. tores) cuyo servicio es de importancia considerable para la conclusión de un 9.2. Consideraciones eléctricas24 proceso, la alimentación de emergencia será transferida automáticamente e inmediatamente cuando falla el sumi- Un sistema de emergencia debe tener la capa- nistro normal cidad y régimen adecuados para que puedan El equipo de transferencia, incluidos funcionar simultáneamente todas las cargas co- los interruptores automáticos de trans- nectadas simultáneamente. Los equipos de los ferencia, debe ser automático, estar 24 Fuente: NOM-001-SEDE. 247 identificado para uso en emergencia y aprobado 9.2.2. Características eléctricas de los equipos El equipo de transferencia se debe diseñar e instalar de modo que prevenga la 9.2.2.1. Alumbrado de emergencia interconexión accidental de las fuentes de alimentación normal y de emergen- Las características eléctricas del equipo de cia al realizar cualquier operación del alumbrado de emergencia para la determina- equipo de transferencia. El equipo de ción de la capacidad del sistema de emergencia transferencia y los sistemas de gene- son: ración de energía eléctrica deben estar instalados para que funcionen en para- • Tensión nominal lelo con la alimentación normal • Potencia consumida (incluir la potencia consumida por el balastro) Para seleccionar una fuente de alimentación de emergencia, hay que tener en • Número de fases cuenta el tipo de ocupación y el tipo de • Tipo de alumbrado servicio que debe prestar. Por ejemplo, • Cantidad si es de corta duración, como la evacua- • Recabar las características anteriores y registrarlas en la Tabla 9.1 y Tabla 9.2 ción de los espectadores de un teatro, o de larga duración, como suministrar energía y alumbrado de emergencia du- 9.2.3. Otras cargas rante un periodo indefinido de tiempo debido a una falla de la alimentación 1. Para otras cargas diferentes los datos que se deben tomar son: eléctrica, producida dentro o fuera del edificio. Los equipos se deben diseñar • Tensión nominal, en volts y ubicar de modo que se reduzcan al • Potencia consumida en watts y en volts-amperes mínimo los riesgos que podrían causar fallas totales de los mismos, debidos a • Número de fases inundaciones, incendios, temblores o • Registrar los datos anteriores en la Tabla 9.3 vandalismo Tabla 9.1Datos de luminarios Tipo de alumbrado Tensión nominal (volts) Número de fases Cantidad (por unidad) Potencia consumida watts Volts-Amp Potencia total watts Volts-Amp Principal Auxiliar Subestación Área de máquinas Cuarto de control Nota: La tabla es ilustrativa y puede ser modificada a conveniencia del operador siempre y cuando sea funcional. 248 Tabla 9.2 Datos de motores Potencia (h.p.) Número de fases Letra código Tensión nominal (volts) Tipo de arranque Factor multiplicador Velocidad Nota: La tabla es ilustrativa y puede ser modificada a conveniencia del operador siempre y cuando sea funcional Tabla 9.3 Datos de otras carga Nombre del equipo Tensión nominal Número de fases Cantidad Potencia consumida (por unidad) watts Volts-Amp. Potencia total watts Volts-Amp. Nota: La tabla es ilustrativa y puede ser modificada a conveniencia del operador siempre y cuando sea funcional 9. 3. P roc edi m i e n to pa r a det er m i na r l a c a pac i da d de u na pl a n ta de e m erge nc i a ( motoge n er a dor ) 2 5 Subraye los valores máximos y seleccione con éstos la planta de emergencia: • Fabricante • Tensión de generación: • Fases Desarrolle los pasos siguientes y registrarlos • kVA Cont como se indica en la Tabla 9.4. • kVA máx • kW Cont • kW máx Datos de placa del equipo a alimentar • Columna 1 a 4. Ver Tabla 9.4 • Utilice los datos de la Tabla 9.2 Arranque a tensión plena del motor Columna 5 en la Tabla 9.4 Determinación de la carga a rotor bloqueado en kVA y kW En caso de tener una tensión de alimentación diferente a la tensión nominal del motor, se- Columna 5 y 6 en la Tabla 9.4 leccione el valor para esta columna en la Tabla 9.13, Tabla 9.14 y Tabla 9.15. 25 Fuente: NOM-016-ENER y NOM-001-SEDE. 249 Si la tensión de alimentación es igual a la ten- Determinación de la carga a velocidad nominal sión nominal del motor, con la "letra código" en kVA y kW seleccione de la Tabla 9.16 el valor promedio de kVA/h.p. y multiplique este valor por la po- Columna 7 en la Tabla 9.4 tencia nominal (h.p.) del motor para obtener los kVA a rotor bloqueado. En caso de no tener Para determinar la carga a velocidad nominal en "letra código" para efectos de cálculo en este kVA se desarrolla la fórmula siguiente: procedimiento considere un valor de 6 veces la potencia nominal (V.A.) del motor. kVA = 0 . 746 h.p h FP Ecuación 9.2 Columna 6. Tabla 9.4 donde: Multiplicar el valor de la columna 5 por el factor de potencia al arranque del motor, seleccionado en la Tabla 9.18. Arranque a tensión reducida kVA = Potencia nominal del motor h.p = Potencia nominal del motor en caballos de potencia h = Eficiencia en por unidad FP = Factor de potencia Utilice los factores de multiplicación (F.M.) inEn caso de no contar con el valor de la eficiencia dicados en la Tabla 9.17 y del factor de potencia utilizar la NOM-016ENER, NEMA MG1o utilizar como apoyo la Columna 5 y 6 en la Tabla 9.4 Ilustración 9.1 y la Ilustración 9.2. Para la carga a rotor bloqueado desarrollar la siColumna 8 en la Tabla 9.4 guiente fórmula: A = A1 F . M . Ecuación 9.1 Para calcular la carga a velocidad nominal en kW se utiliza la fórmula siguiente: donde: A = Valor a tensión reducida en kVA o kW A1 = Valor de columna 5 y 6 considerando a tensión plena en kVA o kW F.M. = Factor de multiplicación (su valor depende del tipo de arranque empleado) kW = 0 . 746 h.p h Ecuación 9.3 donde: kW = Potencia nominal del motor. Determinación de los kVA y kW continuos y kVA y kW máximos Columnas 9 al 12 en la Tabla 9.4 250 Escriba en el 1er renglón de las columnas 9 y d) Sume los kW de la columna 8 a los kW 10, el valor total de la carga de alumbrado y/o de la columna 10 del renglón anterior y otras cargas (expresadas tanto en kVA como en anote el resultado en la columna 10 kW). e) Repita los pasos descritos anteriormente para cada motor hasta tener toda la carga Para el arranque del 1er motor que alimentará la planta de emergencia a) Sume los kVA de la columna 5 a los kVA La potencia eléctrica que debe suministrar la de la columna 9 del renglón anterior y planta de emergencia, estará en función de la anote el resultado en la columna 11 carga que alimentará; para esto se toman los b) Sume los kW de la columna 6 a los kW valores máximos de las columnas 9, 10, 11 de la columna 10 del renglón anterior y y 12 de la Tabla 9.4 y multiplicarlos por un anote el resultado en la columna 12 factor de ampliación futura. Con estos nuevos c) Sume los kVA de la columna 7 a los kVA valores y catálogos de fabricante, se seleccio- de la columna 9 del renglón anterior y nará el rango inmediato superior a todos estos anote el resultado en la columna 9 valores. Tabla 9.4 Determinación de capacidad de generación Datos de placa (1) Potencia h.p. (2) Letra código (3) Numero. fases (4) Tensión nominal Carga a rotor Carga a velocidad Carga acumulada, motor a velocidad nominal Carga acumulada + carga a rotor. Bloqueado Nominal Otras Cargas Bloqueado (5) kVA (6) kW (7) kVA (8) kW (9) kW (10) kW (11) kVA Máx. Alumbrado y equipo de control y seguridad. Nota: La tabla es ilustrativa y puede ser modificada a conveniencia del operador siempre y cuando sea funcional 251 (12) kW Máx. Ilustración 9.1 Curva característica para la eficiencia de motores de inducción polifásicos a plena carga, par normal y baja corriente de arranque 100 r/min síncron % E f i c i e n c i a 90 1 800 3 600 80 450 300 720 600 900 1 200 70 60 1 500 1 000 5 000 10 000 50 100 5 10 Caballos de potencia (h.p.) Fuente : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton Ilustración 9.2 Curva característica para factor de potencia de motores de inducción polifásicos, par normal y baja corriente de arranque F a c t o r 100 r/min síncron 3 600 y 1 800 90 d e p o t e n c I a e n % 1 200 900 80 720 300 600 70 450 60 1 50 100 5 10 500 1 000 5 000 Caballos de potencia Fuente : Motor Aplication and Maintenance Handbook, R. W. Smeaton 252 (h.p) 9.4. P ro c e di m i e n t o de c á l c u l o de l ba nc o de bat e r í a s 9.4.2.2. Secuencia de descarga Se utilizan los datos de la Tabla 9.5 para establecerlos en una gráfica de corriente contra tiempo, que indica la secuencia de descarga del período 9.4.1. Datos básicos de emergencia. Los datos que a continuación se mencionan son La Ilustración 9.3 es un ejemplo de la secuen- necesarios para el cálculo de la capacidad del cia de descarga típica para tableros de media- banco de baterías para asegurar su buen funcio- na tensión con arreglo de enlace secundario namiento. donde: • 9.4.1.1. Condiciones ambientales I1= Corriente en amperes en un tiempo T1; Activación de interruptor bus A o B y cierre de interruptor de enlace • Temperatura del medio ambiente • Altitud sobre el nivel del mar rante todo el período de emergencia, por • Humedad ejemplo, luces de piloto • • 9.4.1.2. Condiciones eléctricas • I2= Corriente en amperes constante du- I3= Corriente en amperes durante el último tiempo T3 de descarga Ilustración 9.3 Secuencia de descarga típica de tableros de mediana tensión Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías • Tensión de entrada en c.a, número de fa- I3 I1 Corriente (I) ses y frecuencia 9.4.2. Banco de baterías 9.4.2.1. Definición de la carga eléctrica I2 Primeramente se debe contar con los valores de las cargas eléctricas que alimentará el banco en el período de emergencia (falla de corriente al- T1 terna), en la Tabla 9.5 se indicarán los datos que T2 Tiempo (min) se deben obtener de las cargas. Tabla 9.5 Definición de cargas No. Descripción Amperes Tiempo (min) 253 Observaciones T3 9.4.3. Cálculo del banco de batería plomo-ácido 9.4.2.3. Cálculo del número de celdas El número de celdas se obtiene de la siguiente Para iniciar el cálculo necesitamos contar con fórmula: los datos siguientes: Nc = Vmín Vf/c Ecuación 9.4 • Tensión máxima, nominal y mínima en c.d. del banco de baterías donde: Nc • = Número de celdas Vmin = Vf/c = Tensión de entrada en c.a., número de fases y frecuencia Tensión mínima en c.d. del banco de baterías • Secuencia de descarga • Número de celdas Voltaje final por celda, al final de la descarga (el valor se toma de las • Capacidad mínima requerida • Tipo de baterías seleccionado de acuerdo a la carga conectada tablas contenidas en los catálogos de baterías) Procedemos a determinar el número de placas positivas. Necesitamos conocer el tiempo 9.4.2.4. Capacidad mínima requerida equivalente de descarga con la mayor carga para suministrarlos con la capacidad mínima La capacidad es el producto de la intensidad por requerida. el tiempo, tenemos que: n n i=1 i=1 C mín. = / C i = / I i T i ^ Ah h T eq = C mín I máx Ecuación 9.6 Ecuación 9.5 donde: donde: Cmin = Capacidad mínima requerida, en amperes-hora (Ah) Ci = Capacidad requerida por carga durante su intervalo de tiempo IiTi = Corriente (en amperes) durante un intervalo de tiempo (en horas) Ci es una capacidad teórica, por lo que debemos de seleccionar de catálogo de fabricante una batería con mayor capacidad de acuerdo con la capacidad o tipo de descarga 254 Teq = Tiempo equivalente de descarga de acuerdo con la corriente máxima Cmin = Capacidad minima de descarga requerida por carga durante su intervalo de tiempo Imax = Corriente max. (en amperes) durante el periodo de descarga De acuerdo a la tensión final por celda, al tipo de batería seleccionado y al tiempo equivalente de descarga, se toma el valor de la corriente por rámetros que se necesitan para poder seleccio- placa positiva. Con estos datos determinamos el nar la batería adecuada. número de placas positivas. Corriente en función de la capacidad No . de placas positivas = I máx. Ip Ecuación 9.7 Si multiplicamos y dividimos la corriente de cada intervalo de tiempo por la capacidad no- donde: minal de la batería seleccionada, tenemos que el Ip = Corriente por placa Imáx = Corriente máxima resultado no se altera, es decir: I' = De acuerdo a lo anterior nuestra batería queda IC'B CB Ecuación 9.8 conformada por el número de celdas y el tipo de batería. donde: 9.4.4. Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio Para iniciar el cálculo del banco necesitamos los siguientes datos: Corriente de una carga durante un intervalo de tiempo I = CB = Capacidad nominal de la batería seleccionada C'B = Capacidad nominal de la batería en un intervalo Tensión máxima, nominal y mínima en Pero necesitamos conocer la corriente en fun- c.d. del banco de baterías ción de la capacidad, por lo que sustituimos úni- Tensión de entrada en c.a., número de camente el valor de la capacidad en el denomi- fases y frecuencia nador, de esta manera ya tenemos la corriente • Secuencia de descarga en función de la capacidad. • Número de celdas • Capacidad mínima requerida Para determinar el porcentaje de la capacidad • Tipo de baterías seleccionado de acuer- utilizada tenemos: • • do a la carga conectada n n %C T = / % C i = / C i # 100 CB i=1 i=1 En los catálogos se encuentran las curvas típicas Ecuación 9.9 de descarga, las cuales están calculadas en función de la tensión final por celda, el porcentaje donde: de la capacidad utilizada y la corriente en fun- %CT = Porcentaje de la capacidad nominal a utilizar %Ci = Porcentaje de la capacidad utilizada en la batería durante un intervalo de tiempo ción de la capacidad. Como la tensión final por celda ya fue determinada, entonces procedemos a encontrar los pa- 255 9.5.2. Cálculo del cargador de baterías Con los datos anteriormente encontrados, nos referimos a las curvas típicas y trazamos nuestra propia curva la cual nos va a indicar si la batería seleccionada, es la adecuada. Si la ten- La tensión nominal del cargador (V NC) se obtie- sión al final de la descarga obtenida en la curva ne desarrollando la fórmula siguiente: es mayor a la que habíamos determinado como mínimo, entonces nuestra batería es la adecua- VNC = _ Carga de flotación i ^ Número de celdas h da, pero si no es mayor hay que seleccionar otro Ecuación 9.10 tipo de batería y calcular nuevamente los pará- Corriente de carga: metros de la misma. 9. 5. C a rg a d or de bat e r í a s I S = I + I CTE Ecuación 9.11 donde: 9.5.1. Funciones del cargador Is = Capacidad de corriente de salida de c.d. en amperes I = Capacidad de corriente parcial de salida de c.d. en amperes ICTE = Carga constante en amperes Básicamente el cargador de baterías tiene la función de: • Alimentar el consumo constante de am- Capacidad de corriente parcial de salida de c.d. peres en c.d en amperes: • Recargar la batería • Mantener cargada la batería I = %I N C B 100 En la Tabla 9.6 y Tabla 9.7 se muestras valores donde: de tensiones de sistema de c.d., asi como las ten- %IN siones nominales de alimentación de cargadores de baterías. Ecuación 9.12 = Porcentaje de la capacidad nominal para cargarse en un tiempo determinado (se obtiene de catálogos del fabricante) Tabla 9.6 Tensiones de sistema en V c.d. Nominal Mínima Máxima 250 210 280 125 105 140 48 42 56 24 20 28 12 10 14.4 Fuente:CFE-V7200-48 256 Tabla 9.7 Tensiones nominales de alimentación de cargadores de baterías Tensión de alimentación Sistema 127 V Monofásica-2 hilos 220 V Trifásica-3 o 4 hilos 460 V Trifásica-3 o 4 hilos 9.6 . E j e m pl o s de a pl ic ac ión alumbrado, dispositivos de control y seguridad, operarán en forma continua. Los motores se arrancarán en forma progresiva 9.6.1. Ejemplo de planta de emergencia (motogenerador) de mayor a menor. 1. Cargas que alimentará la planta. Ver Tabla 9.8, Tabla 9.9 y Tabla 9.10 En el siguiente ejemplo de cálculo, se supone 2. Determinación de la capacidad de la plan- una combinación típica de cargas. La carga de ta de emergencia, ver Ilustración 6.7. Tabla 9.8 Carga para alumbrado Tipo de alumbrado Tensión nominal (volts) No de fases Cantidad Incandescente 127 1 10 Fluorescente 127 1 8 Potencia consumida Watts Potencia Total Volts amp Watts Volts amp 60 60 600 600 40 44.5 320 355.5 Tabla 9.9 Carga para motores Potencia h.p Letra código Número de fases Tensión nominal (volts) Tipo de arranque Factor multiplicador Velocidad 25 G 3 220 tensión plena 1 3 600 1 F 3 220 tensión plena 1 3 600 1 E 3 220 tensión plena 1 3 600 7 1/2 H 3 220 tensión plena 1 3 600 5 H 3 220 tensión plena 1 3 600 Tabla 9.10 Otras cargas Nombre del equipo Instrumentación para seguridad y control Tensión nominal (Volts) No. de fases Cantidad 127 1 1 257 Potencia consumida Potencia total Watts Volts amp Watts Volts amp 20 20 20 20 Tabla 9.11 Planta de emergencia Carga a rotor bloqueado Datos de placa Carga a velocidad nominal Carga acumulada motor a velocidad nominal mas otras cargas Carga acumulada a rotor bloqueado 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 h.p. Letra código Fase volts kVA kW kVA kW Máx. kVA Máx kW Cont. kVA Cont.kW 0.976 0.94 Alumbrado y equipo de control y seguridad 25 G 3 220 148.75 62.47 23.81 21.19 24.786 22.13 149.73 63.41 15 F 3 220 79.5 37.36 14.28 12.71 39.066 34.85 104.29 59.50 10 E 3 220 47.5 22.8 9.52 8.47 48.586 43.32 86.57 57.65 7½ H 3 220 50.25 27.63 7.14 6.35 55.73 49.73 98.84 71.01 5 H 3 220 33.5 20.1 4.76 4.23 60.88 54.12 89.62 69.99 Columnas 1 a 4, Utilizar datos de las tablas de Desarrollo de la columna 7: cargas (Tabla 9.8, Tabla 9.9 y Tabla 9.10) y va- h .p = 0.746 25 kVA 25 h.p. = 0.746 h FP 0.88 0.89 = 23.81 kVA ciarlos en la Tabla 9.11. Desarrollo de la columna 5: 0.746 15 = 14.28 kVA kVA 15 h.p = 0.88 0.89 0.746 10 kVA 10 h.p = 0.88 9.52 kVA 0.89 7.5 = 7.14 kVA kVA 7 1 2 h.p. = 0.746 0.89 0.88 5 = 4.76 kVA kVA 5 h.p. = 0.7460.89 0.88 kVA 25 h p = 5 . 95 25 = 148 . 75 kVA kVA 15 h p = 5 . 30 15 = 79 . 5 kVA kVA 10 h p = 4 . 75 10 = 47 . 5 kVA kVA 7 1 2 h p = 6 . 70 7 . 5 = 50 . 25 kVA kVA 5 h p = 6 . 70 5 = 33 . 5 kVA Desarrollo de la columna 6: Desarrollo de la columna 8: kW 25 h.p. = 0 . 746 hh . p kW25 h.p. = kVA 25 h .p. FPArranque = 62.49 kVA kW15 h.p. = 79 . 5 0 . 47 = 37 . 365 kW10 h.p. = 47 . 5 0 . 48 = 22 . 8 kW 7 1 2 = 0 . 746 25 0 . 88 = 21 . 193 kW 15 h.p. = 0 . 746 15 = 12 . 716 0 . 88 0 . 746 10 = 8 . 47 kW 10 h.p. = 0 . 88 kW 7 1 2 h.p. = 0 . 746 7 . 5 = 6 . 35 0 . 88 0 . 746 kW5 h.p. = 0 . 88 5 = 4 . 23 kVA = 50 . 25 0 . 55 = 27 . 6375 kW 5 h.p. = 33 . 5 0 . 60 = 20 . 1 h.p. 258 Desarrollo de la columna 9 a la 12: Repetir los pasos de la columna 9 a la 12. Columna 11: Columna11: kVA Col.11 = kVA Col.5 + kVA Col.9 ant = 148 . 75 + 0 . 976 = 149 . 73 kVACql.11 = 47.5 + 39.07 = 86.57 Columna 12: Columna 12: kW Col.12 = 22 . 80 + 34 . 85 = 57 . 65 kW Col.12 = kW Col.6 + kW Col.10 ant = 62 . 48 + 0 . 94 = 63 . 42 Columna 9: Columna 9: kVA Col.9 = 9 . 52 + 39 . 07 = 48 . 59 kVA Col.9 = kVA Col.7 + kVA Col.9 ant = 23 . 81 + 0 . 98 = 24 . 79 Columna 10: Columna 10: kWCql.10 = 8.47 + 34.85 = 43.32 kW Col.10 = kWCol.8 + kW Col.10 ant = 21 . 19 + 0 . 94 = 22 . 13 Repetir los pasos de la columna 9 a la 12. Columna 11: Repetir los pasos de la columna 9 a la 12. kVA Col.11 = 50 . 25 + 48 . 59 = 98 . 84 Columna 11: Columna 12: kVA Col.11 = 79 . 5 + 24 . 79 = 104 . 29 kW Col.12 = 27 . 63 + 43 . 38 = 71 . 01 Columna 12: kVA Col.12 = 37 . 3 + 22 . 13 = 59.43 Columna 9: Columna 9: kVA Col.9 = 7 . 14 + 48 . 59 = 55 . 73 kVA Col.9 = 14 . 28 + 24 . 79 = 39 . 07 Columna 10: Columna 10: kW Col.10 = 6 . 35 + 43 . 38 = 49 . 73 kW Col.10 = 12 . 72 + 22 . 13 = 34 . 85 259 9.6.2. Ejemplo de la selección de baterías plomo-ácido Repetir los pasos de la columna 9 a la 12. Columna 11: Se requiere de un banco de baterías para una kVA Col.11 = 33 . 50 + 56 . 12 = 89 . 62 subestación (cierre y apertura de interruptores), para poder seleccionar la batería tenemos los si- Columna 12: guientes parámetros: 1. Tensiones de operación kW Col.12 = 20 . 10 + 49 . 89 = 69 . 99 Vmax = 143 Vc.d. Vnom = 125 Vc.d. Vmin = 105 Vc.d. Ventrada = 480 Vc.a. , 3 fases, 60 Hz Columna 9: kVA Col.9 = 5 . 22 + 56 . 12 = 61 . 34 Columna 10: 2. Definición de la carga eléctrica, ver Tabla 9.12 Secuencia de la carga o de des- kW Col.10 = 4 . 39 + 49 . 89 = 54 . 28 carga, ver Ilustración 9.4 3. Número de celdas Los valores máximos de las columnas 9, 10, 11 Nc = Vmín. Vf c y 12 son: Ecuación 9.13 donde: Columna 9 = 61.34 kVA = Vf/c Columna 10 = 54.28 kW Columna 11= 149.105 kVA Columna 12 = 71.01 kW 1.75 V (se toma de catálogos de baterías) = 60 celdas Nc = 1105 . 75 Los valores para la selección de la planta son: Capacidad mínima requerida Carga acumulada: n n i=1 i=1 C mín. = / C i = / I i T i Ecuación 9.14 kVA = 60 . 88 1 . 35 = 82 . 18 kVA Por lo tanto: 1 j + 15 ` 478 j + 85 ` 1 j C mín. = 85 ` 60 60 60 kW = 54 . 12 1 . 35 = 73 . 06 kW kVA = 149 . 11 1 . 35 = 201 . 29 kVA kW = 71 . 01 1 . 35 = 95 . 86 kW C mín. = 1 . 42 + 119 . 5 + 1 . 42 260 Tabla 9.12 Carga eléctrica Amperes Tiempo Cierre de interruptor Carga 85 1 mín. Luces piloto 15 478 mín. Apertura de interruptor 85 1 mín. Observaciones Ilustración 9.4 Secuencia de carga o de descarga I (Amp) 85 15 1 479 C mín. = 122 . 34 Ah 500 T (min) Ip=18 Amp en la Tabla 9.20 catálogo de baterías ácido-plomo tensión final 1.75. 4. Seleccionamos el tipo PP 7. Batería: 5. Tiempo equivalente de descarga El tipo de batería es TT 2250 en Tabla 9.19 catálogo de baterías ácido-plomo, . 34 = 1 . 45 " 1 . 5 horas T Eq. = C mín = 122 84 I máx densidad de 1.265. Las especificaciones representan el funcionamiento promedio como suministro, 6. Número de placas positivas a 20°C, densidad de 1.265. Númer de placas = I máx = 85 = 4 . 72 " 5 placas positivas I mín 18 261 9.6.3. Ejemplo de selección batería níquel cadmio Porcentaje de la capacidad utilizada: n n %C T = /٪ C i = / C i 100 CB i=1 i=1 Supongamos que se requiere alimentar la misma carga del problema anterior, con las mismas tensiones de operación, y la misma Secuencia de descarga. 100 + 119 . 5 100 + 1 . 42 100 %C T = 1 . 42 161 161 161 %C T = 0.88 + 74.22 + 0.88 Número de celdas: = 92 celdas Nc = 1105 . 14 %C T = 75.98% Donde V(f ⁄c)=1.14V, del catálogo de baterías. Con los datos de V(f ⁄c), corriente en función de la capacidad y el porcentaje de la capacidad utiliza- Capacidad mínima requerida: n n i=1 i=1 da nos referimos a las curvas para determinar si es la batería adecuada. C mín. = / C i = / I i T i La tensión final por celda, al final de la descarga es de 1.16 V, el cual es mayor que 1.14 V que es la Por lo tanto: tensión que habíamos determinado como mínimo, lo que nos indica que nuestra batería será de 1 j + 15 ` 478 j + 85 ` 1 j C mín. = 85 ` 60 60 60 92 celdas tipo SMB 161 de 161 Ah. 9.6.4. Ejemplo de selección de cargador de baterías C mín. = 1 . 42 + 119 . 5 + 1 . 42 C mín. = 122 . 34 Ah Necesitamos calcular el cargador de baterías para el problema anterior. La batería seleccionada es SBM 161 de 161 Ah (CB). Datos: Corriente en función de la capacidad: Tensión de entrada 480 Vcd a 60 Hz I 1 C' B = 85 C' B = 0 . 53 C' B 161 CB I 2 C' B = 15 C' B = 0 . 09 C' B 161 CB l I 3 C B = 85 C lB = 0 . 53 C lB 161 CB I CTE = 15 Amp Vnom = 125 Vc.d. Vmáx. = 142 Vc.d. 262 No. y tipo de celdas = 92 SMB 161 Ah.(Cmin) %IN= 20% para cargarse en 8 hrs (catálogo de fabricante de baterías), por lo tanto: Tensión nominal del cargador: I S = 32 . 2 + 15 = 47 . 2 Amp . V NC=(Carga de flotación)×(No.de celdas) Por lo tanto el cargador debe ser de 130 Vc.d. y donde: 47.2 Amp. como mínimo. Carga de flotación= Es 1.14 (catálogo de baterías) 9.7. VNC = ^ 1 . 41 h ^ 92 h Sistema de energía ininterrumpible 9.7.1. Datos técnicos requeridos de una planta de emergencia VNC = 129 . 72 Vc.d. I S = I + I CTE Los datos técnicos mínimos necesarios para la so- I = % I N C min = 20 161 = 32 . 2 Amp. 100 100 lución de la planta de emergencia motogenerador se indican en la Tabla 9.21 e Ilustración 9.5. Ilustración 9.5 Curva características típicas de descarga a 20 ºC (68 ºf) 1.4 1.3 0.1 c5a Volts/celda 1.2 1.1 1.0 0.9 2.0 c 5a 0.2 c 5a 0.5 ca 5 1. 0 c 5a 0.8 0.7 0.6 75.95 0.88 10 20 30 40 50 60 70 Porcentaje de capacidad 75.10 263 80 90 100 9.7.2. Sistema de doble conversión 2. El sistema está fabricado con componentes de estado sólido, tensión constante, autorregulado, con rectificación de onda Sistema de conversión de energía eléctrica en completa, mínimo de 6 pulsos (depen- donde la potencia de corriente alterna de entra- diendo del equipamiento estándar del da es convertida a potencia de corriente continua fabricante según la capacidad) a base de (rectificador/cargador) para convertirla nueva- tiristores, con rectificadores controlados mente a potencia de corriente alterna (inversor), de silicio (SCR’s), trifásico. La fuente de la cual alimenta a la carga. Típicamente el banco energía eléctrica al SFI debe ser de co- de baterías se conecta en paralelo con la entrada rriente alterna y la salida en corriente de corriente continua del inversor, el cual se man- alterna tiene en condiciones óptimas de carga en caso de 3. Debe ser un producto de línea, construi- que la tensión de corriente alterna de entrada esté do en su totalidad en fábrica, sin partes dentro de los parámetros eléctricos especificados. montadas, pegadas o superpuestas, deberá ser autocontenido en gabinete no modular 9.7.3. Sistema de modulación por ancho de pulso (PWM) 4. El sistema está integrado básicamente por los siguientes componentes principales: Es un sistema donde una señal igual a la frecuencia de la línea comercial (60 Hz), conocida como señal modulante o de referencia, modifica el ancho de pulso de una señal de alta frecuencia conocida como señal portadora, dando como resultado pulsos de salida cuyo tiempo de dura- a) Rectificador/cargador de baterías, grado industrial b) Inversor estático de corriente de tecnología PWM, grado industrial c) Interruptor estático de transferencia automática, grado industrial ción depende de la señal de referencia, después d) Conmutador de derivación manual de la transformación la señal portadora se elimi- e) Instrumentos de protección, medi- na por medio de un filtro pasivo. ción y alarma 5. Banco de baterías de níquel-cadmio, en montaje independiente del conjunto rec- 9.7.4. Características generales de selección tificador-cargador inversor, debe alojar las baterías en estantes abiertos fabricados de acero estructural, instalación en 1. El sistema tiene tecnología de modulación interior por ancho de pulso (PWM), diseñado para 6. Conmutador de derivación manual ex- grado industrial y para operación en línea, terno, para mantenimiento tipo puen- de doble conversión (c.a. - c.d. y c.d. - c.a.). teo, alojado en gabinete metálico para Las funciones principales deben ser con- servicio interior, montaje en pared. troladas por microprocesador(es) Este elemento tiene la función de aislar 264 completamente el conjunto rectificador- 2. En operación normal del sistema el rec- cargador-inversor cuando éste requiera tificador/cargador debe alimentar al in- mantenimiento versor y éste, a su vez, a la carga 7. Transformador y acondicionador de lí- 3. Durante una interrupción o restauración nea alternativa, en gabinete metálico del suministro eléctrico al rectificador/ 8. El rectificador/cargador de baterías se cargador o a la fuente alternativa, la car- debe alimentar de una red de suminis- ga critica debe continuar alimentándose tro con características eléctricas del tipo desde el SFI a través del inversor utili- industrial en corriente alterna, de la zando el banco de baterías, sin ninguna cual se alimentan otras cargas como son interrupción de la alimentación alumbrado, equipo electrónico (variado- 4. Cuando el suministro eléctrico se res- res de frecuencia, equipo de cómputo, tablece, el rectificador/cargador debe arrancadores de estado sólido, sistemas arrancar automáticamente alimentando de fuerza ininterrumpible, entre otros) al inversor y recargando las baterías. La que causan distorsión armónica a la red capacidad del cargador de baterías debe Para corregir la distorsión armónica el ser suficiente para operar al inversor a rectificador/cargador de baterías debe plena carga y recargar las baterías a un complementarse con filtros de armóni- tiempo de recarga al 90 por ciento, sin cas, y transformador de aislamiento a la embargo la operación normal del carga- entrada del suministro de energía dor de baterías será del 75 por ciento, de la batería níquel cadmio a 8 h 9.7.5. Altitud de operación 5. La salida del inversor debe estar sincronizada con la fuente alternativa. Si la El fabricante/proveedor o contratista debe apli- fuente alternativa se encuentra fuera del car los valores decrementales aplicables para al- rango de frecuencia del ± 1 por ciento, titudes mayores a 1 000 m s.n.m., de acuerdo a el inversor debe operar a la frecuencia la Tabla 9.22. nominal de salida haciendo uso de su oscilador interno. Cuando la fuente alternativa entre al rango de operación, en 9.7.6. Operación ese momento el inversor debe ajustar su frecuencia de salida para igualar la fuen- 1. El sistema debe entregar tensión eléctri- te alternativa y mantener sincronismo ca en 120, 127, 220 ó 480 V c.a., en 60 6. Cuando las baterías alcancen una situa- Hz, regulada, continua y libre de distor- ción extrema de descarga, (igual a 1,0 siones armónicas (ruidos, pulsos transi- V/celda para níquel-cadmio), el sistema torios) aún a cargas no lineales, y aislada debe realizar transferencia automática- eléctricamente de la fuente de suminis- mente a la alimentación de la fuente al- tro de corriente alterna ternativa 265 7. Durante una sobrecarga igual o mayor del 105 por ciento en la carga a la salida del inversor, después de soportar el perfil de 9.7.8. Instrumentos de medición, protección, alarmas y señalización sobrecarga acorde a esta especificación el interruptor estático debe conmutar, automáticamente y sin interrupción, la carga 9.7.8.1. Medición digital mínima de parámetros eléctricos a la línea alternativa en condiciones de tensión y frecuencia dentro de parámetros .Una vez que la sobrecarga ha desa- 1. Tensión de línea de alimentación normal y alternativa parecido o el inversor ha sido restableci- 2. Tensión del banco de baterías do el interruptor estático debe transferir 3. Tensión de salida del sistema la carga al inversor. La transferencia en 4. Corriente continua de rectificador/car- ambas direcciones se debe realizar sin in- gador de baterías terrupciones. Esta transferencia siempre 5. Corriente continua del banco de baterías debe efectuarse cuando la condición de 6. Corriente de salida del inversor sincronismo existe 7. Frecuencia de línea de alimentación nor- 8. Ante una falla del módulo inversor, el interruptor estático de transferencia debe mal y alternativa 8. Frecuencia de salida del inversor conmutar la carga a la línea alternativa sin interrupción. Durante el manteni- 9.7.8.2. Protecciones mínimas miento, para una inspección, el sistema puede ser puenteado con el interruptor 1. Interruptor termomagnético de entrada manual de puenteo sin que exista inte- de corriente alterna en línea principal y rrupción de corriente a la carga alternativa 2. Interruptor termomagnético para banco 9.7.7. Capacidades de baterías La capacidad nominal del sistema de energía 9.7.8.3. Alarmas mínimas ininterrumpible para un sistema determinado se debe calcular de acuerdo a la carga total 1. Falla de rectificador /cargador instalada más un porcentaje de reserva para 2. Falla de inversor ampliación futura que debe determinarse de 3. Ausencia de la fuente de alimentación acuerdo al sistema que alimentará (instrumen- 4. Batería en operación tación y control, seguridad, telecomunicacio- 5. Falla a tierra nes, alumbrado de emergencia, entre otros). 6. Sobrecarga en la salida 7. Baja tensión en batería El fabricante/proveedor o contratista debe res- 8. Descarga completa de batería paldar con cálculos la capacidad del sistema 9. Transferencia automática a línea alterna- con el cual demuestre que la capacidad que co- tiva tiza es adecuada para alimentar la carga que se 10. Alta temperatura en el equipo solicite. 11. Falla de ventilador 266 9.7.8.4. Señalización mínima en panel frontal 9.8.1.2. Iluminación de emergencia 1. Encendido, apagado La iluminación de emergencia debe incluir to- 2. Tensión de alimentación normal y alter- dos los medios exigidos para la iluminación de nativa las salidas, las luces indicadoras de las salidas y 3. Batería en operación todas las demás luces especificadas como nece- 4. Inversor encendido / apagado sarias para proporcionar la iluminación exigida. 5. Posición del interruptor estático 6. Transferencia a línea alternativa Los sistemas de alumbrado de emergencia de- 7. Flujo de energía ben estar diseñados e instalados de modo que el 8. Por ciento de capacidad utilizada daño de un elemento individual de alumbrado, 9. Sincronización del inversor con la línea como una lámpara fundida, no pueda dejar en alternativa completa oscuridad los espacios que requieran 10. Tensión de corriente continua fuera de iluminación de emergencia. rango a la entrada del inversor 11. Interruptor de banco de baterías abierto Cuando el único medio de iluminación normal 12. Lámparas piloto indicadoras de ope- consista en alumbrado de descarga de alta in- ración: verde-operando, rojo-abierto o tensidad, como el de vapor de sodio o mercurio fuera, ámbar-falla de alta y baja presión o las de haluros metálicos, se exigirá que el sistema de alumbrado de emer- 9.8. Alumbrado y circuitos de emergencia gencia funcione hasta que se restablezca totalmente la iluminación normal. Excepción: Se permitirán medios alternativos 9.8.1. Circuitos de sistemas de emergencia para alumbrado y fuerza que aseguren que se mantenga el nivel de iluminación del alumbrado de emergencia. A los artefactos de descarga de alta intensidad 9.8.1.1. Cargas en circuitos ramales de emergencia les toma cierto tiempo arrancar una vez energizados. Por lo tanto, si los artefactos de descarga de alta intensidad son la única fuente de ilumi- Los circuitos de alumbrado de emergencia no nación normal en un área, el NEC exige que el deben alimentar otros electrodomésticos ni sistema de alumbrado de emergencia opere no lámparas diferentes a los especificados como solamente hasta que el sistema normal se ponga exigidos para el uso de emergencia. nuevamente en servicio sino hasta que los arte- 267 factos de descarga de alta intensidad proporcio- iluminación de emergencia están instalados de nen iluminación. Esto puede requerir un circui- acuerdo con otras secciones de este artículo, se to temporizador (circuito de tiempo), un sistema permitirá que uno o los dos sistemas formen de monitoreo fotovoltaico, o el equivalente. parte del sistema de alumbrado general del inmueble protegido. 9.8.1.3. Circuitos para alumbrado de emergencia 9.8.1.4. Circuitos para alimentación de emergencia Los circuitos ramales que alimentan el alumbrado de emergencia se deben instalar de modo que Para los circuitos ramales que alimenten equi- suministren alimentación a partir de una fuente, pos clasificados como de emergencia, debe ha- cuando se interrumpa la alimentación normal al ber una fuente de alimentación de emergencia alumbrado. Dichas instalaciones deben ofrecer a la cual se puedan transferir automáticamente una de las soluciones siguientes: todas las cargas si falla la alimentación normal. 1. Una fuente de alimentación para el alumbrado de emergencia, independiente de la alimentación general del alumbrado, con dispositivos que per- 9.8.2. Control para los circuitos de alumbrado de emergencia mitan transferir automáticamente el alumbrado de emergencia en cuanto se 9.8.2.1. Requisitos de los interruptores interrumpa la alimentación del sistema El interruptor o interruptores instalados en los cir- de alumbrado general 2. Dos o más circuitos ramales alimentados cuitos de alumbrado de emergencia, deben estar de sistemas completos y separadas fuente dispuestos de modo que sólo personas autorizadas de alimentación independientes. Una de tengan control del alumbrado de emergencia. las dos fuentes de alimentación debe ser parte del sistema de emergencia, y para Excepción No. 1: Cuando hay dos o más inte- la otra se permite ser parte de la fuente rruptores de tiro sencillo conectados en paralelo y sistema de alimentación normal. Cada para controlar un solo circuito, al menos uno de sistema debe proporcionar corriente su- ellos debe ser accesible sólo a las personas auto- ficiente para el alumbrado de emergencia rizadas. A menos que se utilicen ambos sistemas para Excepción No. 2: Se permitirá instalar interrup- el alumbrado regular y se mantengan encendi- tores adicionales que sirvan para encender el dos simultáneamente, se debe instalar un me- alumbrado de emergencia pero no para apagarlo. dio que energice automáticamente cualquiera de los sistemas cuando falle el otro. Si los cir- No se deben utilizar interruptores conectados en cuitos de alimentación del alumbrado para la serie ni de 3 o 4 vías. 268 9.8.3. Ubicación de los interruptores normal, se permitirá que el sistema de regulación de intensidad energice selectivamente únicamente aquellos circuitos ramales exigidos para propor- Todos los interruptores manuales para controlar cionar la iluminación mínima de emergencia. los circuitos de emergencia deben estar ubicados convenientemente, de modo que las personas Se permite el uso de sistemas de regulación de responsables autorizadas para su activación ten- intensidad que están listados para uso en siste- gan acceso a ellos. En lugares cubiertos, debe ha- mas de emergencia y que contienen más de un ber un interruptor para el control de los sistemas regulador. Estos sistemas incluyen un método de alumbrado de emergencia instalado en el ves- para detectar la falla de la alimentación normal tíbulo o en otro lugar fácilmente accesible desde y energizan selectivamente los circuitos ramales el mismo. alimentados desde el gabinete del regulador, independientemente de la configuración de los in- En ningún caso los interruptores de control para terruptores o paneles normalmente usados para el alumbrado de emergencia se deben instalar controlar el sistema de regulación de intensidad. en una cabina de proyección, ni en el escenario Los sistemas de regulación de intensidad son ni en el estrado. alimentados normalmente de un alimentador que es transferido del sistema normal al siste- Excepción: Cuando haya instalados múltiples ma de emergencia por medio de un interruptor interruptores, se permitirá que uno de ellos esté de transferencia. Se permite que tales sistemas en dichos lugares, instalado de modo que permi- energicen selectivamente sólo aquellos circuitos ta energizar únicamente el circuito, pero que no que proporcionan la iluminación de emergencia lo pueda desenergizar. requerida. Se permitirá un relé de control de carga automá- 9.8.3.1. Luces exteriores tico listado para energizar la carga, si una carga de alumbrado de emergencia es automáticamen- Se permitirá que las luces del exterior de un te energizada en caso de una pérdida de la ali- edificio, que no sean necesarias cuando existe mentación normal. Los relés de control de carga suficiente luz del día, se controlen mediante un automático son una nueva clase de dispositivos dispositivo automático accionado por la luz. que ha sido introducido en los últimos años. Estos dispositivos fueron tradicionalmente par- 9.8.3.2. Sistemas con regulador de intensidad te del equipamiento de unidades de emergencia pero la norma UL lista ahora los dispositivos Se permitirá utilizar como dispositivo de control independientes bajo ANSI/UL 924, Normati- para energizar circuitos de alumbrado de emer- va para Alumbrado de Emergencia y Equipo de gencia un sistema de regulación de intensidad que fuerza. La correcta aplicación de estos dispositi- tenga más de uno de estos reguladores y esté lis- vos requiere del conocimiento de la función que tado para uso en sistemas de emergencia. Inme- está listadas a realizar en un circuito de emer- diatamente después de la falla de la alimentación gencia. 269 Los relés de control de carga listados en ANSI/UL Excepción: No se exigirá coordinación selectiva 924 no se deben de usar para transferir una car- entre dos dispositivos de protección contra so- ga entre dos fuente de alimentación no síncronas; brecorriente colocados en serie si no se tienen solamente el equipamiento listado en UL 1008 es cargas conectadas en paralelo con el dispositivo apropiado para esta aplicación. Los relés de con- aguas abajo. trol de carga no son apropiados para transferencia entre dos fuentes de alimentación no síncronas Todos los dispositivos de protección contra so- dado que no tienen los mecanismos exigidos por brecorriente del sistema de emergencia serán UL 1008 para prevenir la conexión inadvertida de coordinados selectivamente con los dispositivos las fuente normal y de emergencia, y ellos no se de protección contra sobrecorriente instalados someten a la evaluación de corriente de falla que del lado de la alimentación. se exige por UL 1008 para interruptores de transferencia. Dado que la finalidad de un sistema de emergencia es proporcionar energía a sistemas de seguridad esenciales para la vida en un edificio 9.8.4. Protección contra sobrecorriente o facultad, un esquema de protección contra sobrecorriente selectivamente coordinado que localiza y minimiza el alcance de una interrupción 9.8.4.1. Accesibilidad de energía debida a la apertura de un dispositivo protector es un elemento crítico de seguridad. El dispositivo de protección contra sobrecorriente del circuito ramal en circuitos de emergencia debe La continuidad de operación de la iluminación ser accesible únicamente a personas autorizadas. para evacuación de ocupantes o mantener la continuidad de operación de equipamiento de seguridad esencial, tal como un sistema de eva- 9.8.4.2. Protección del equipo contra fallas a tierra cuación de humo, es necesaria para la seguridad de los ocupantes durante un incendio u otras emergencias. Dicho simplemente, un evento de No se exigirá que la fuente alternativa de alimen- sobrecorriente (sobrecarga, cortocircuito, o falla tación de los sistemas de emergencia tenga protec- de tierra) en un circuito ramal de 20 amperes ción del equipo contra fallas a tierra con un medio no puede causar que se abra el dispositivo de automático de desconexión. protección del alimentador del panel de distribución del circuito ramal. Esta coordinación se debe cumplir en cada nivel de distribución que 9.8.4.3. Coordinación suministra energía al sistema de emergencia. Los dispositivos de protección contra sobreco- El diseño y la subsecuente verificación de la rriente del sistema o sistemas de emergencia de- coordinación del sistema eléctrico pueden lo- ben estar coordinados selectivamente con todos grarse solamente en un estudio de coordinación los dispositivos de protección contra sobreco- que implica un conocimiento detallado de las rriente del lado de la alimentación. características de corriente de falla del sistema 270 de alimentación eléctrica y un diseño que inte- su densidad de aplicación conforme a la gre los dispositivos de protección contra sobre- instalación a proteger corriente que reaccionan a la sobrecorriente e b) El requerido para el enfriamiento de la interactúan entre sí de tal manera que se pue- instalación que genera el escenario de dan lograr los objetivos de minimizar los cortes incendio del riesgo mayor, basados en de energía localizando el problema de sobreco- su densidad de aplicación conforme a la rriente y aislando esa parte del sistema de emer- instalación a proteger gencia. c) Los adicionales de por ciento en volumen para monitores fijos o portátiles, líneas 9.9. Sistema contra incendios suplementarias, agua para proteger al personal; entre otros d) El requerido para el enfriamiento de Por la naturaleza de las operaciones que se rea- las instalaciones que reciban radiación lizan, se requiere contar con redes contra incen- de calor del escenario que representa el dio a base de agua y espuma, para prevenir y riesgo mayor, basados en su densidad de atender emergencias que nos permitan preser- aplicación conforme a la instalación a var la integridad del personal, instalaciones y el proteger entorno. Los equipos contra incendios se clasifican en: El agua que se utilice en la red de agua y de espuma contra incendio, debe provenir de cual- 1. Por su tipo en: quier fuente de abastecimiento que garantice el a) Portátiles: Son aquellos que están volumen de agua requerido, para dar atención diseñados para ser transportados y al riesgo mayor, bajo cualquier circunstancia y operados manualmente, con un peso estar libre de hidrocarburos. Cuando se tenga total menor o igual a 20 kilogramos, un suministro alterno a la red de agua contra y que contienen un agente extintor, incendio proveniente de la red municipal o de el cual puede expelerse bajo presión fuente móviles, se debe instalar una válvula de con el fin de combatir o extinguir un retención o “check” en la tubería de interco- fuego incipiente; nexión a la red contra incendio de la instalación. b) Móviles: Son aquellos que están diseñados para ser transportados sobre Abastecimiento y almacenamiento de agua ruedas, sin locomoción propia, con un peso superior a 20 kilogramos, El almacenamiento de agua contra incendio, se y que contienen un agente extintor, debe diseñar con una capacidad mínima para el cual puede expelerse bajo presión satisfacer la demanda de la suma de los gastos con el fin de combatir o extinguir un siguientes: fuego incipiente c) Fijos: Son aquellos instalados de ma- a) El requerido para la demanda de espuma nera permanente y que pueden ser a la instalación que genera el escenario de operación manual, semiautomáti- de incendio del riesgo mayor, basados en ca o automática, con agentes extin- 271 tores acordes con la clase de fuego tales como aceites y grasas vegetales o que se pretenda combatir. Estos in- animales. Los fuegos clase K ocurren en cluyen los sistemas de extinción ma- los depósitos de grasa semipolimerizada, nual a base de agua (mangueras); los y su comportamiento es distinto a otros sistemas de rociadores automáticos; combustibles los sistemas de aspersores; los monitores; los cañones, y los sistemas de Consideraciones para el diseño de un sistema espuma, entre otros contra incendio: 2. Por el agente extintor que contienen, entre otros: 1. Tanque de almacenamiento de agua con- a) Agente extintor químico húmedo: tra incendio Son aquellos que se utilizan para 2. Cobertizo contra incendio extinguir fuegos tipo A, B, C o K, y 3. Red de agua contra incendios que normalmente consisten en una 4. Sistema de bombeo (principales, redun- solución acuosa de sales orgánicas o dantes, de mantenimiento de presión) inorgánicas, o una combinación de 5. Instrumentación y dispositivos de pro- éstas tección del sistema de bombeo b) Agentes extintores especiales: Son 6. Operación de la bomba contra incendios productos que se utilizan para apa- 7. Controladores y accesorios para motores gar fuegos clase D de bombas contra incendios 8. Motores eléctricos para las bombas Tipo de fuegos: 9. Sistema de aspersión 10. Sistema de rociadores a) Fuego clase A: Es aquel que se presenta en material combustible sólido, general- 9.10. Si st e m a de a l a r m a s mente de naturaleza orgánica, y que su combustión se realiza normalmente con Las alarmas para alertar al personal pueden ser so- formación de brasas noras y luminosas, que proporcionen la informa- b) Fuego clase B: Es aquel que se presenta en líquidos combustibles e inflamables y ción necesaria sobre la anomalía detectada para cada tipo de riesgo. gases inflamables c) Fuego clase C: Es aquel que involucra La alarma sonora debe tener la capacidad de ser aparatos, equipos e instalaciones eléctri- silenciada por el personal autorizado una vez que cas energizadas haya confirmado el alcance de la emergencia, d) Fuego clase D: Es aquel en el que inter- mientras que la alarma luminosa debe permane- vienen metales combustibles, tales como cer activada durante todo el evento, hasta que se el magnesio, titanio, circonio, sodio, litio restablezca a las condiciones normales. y potasio e) Fuego clase K: Es aquel que se presenta Se debe contar con un sistema de señalización (au- básicamente en instalaciones de cocina, dible/visible) del sistema de alarmas que permita que involucra sustancias combustibles, al personal identificar la ubicación de una emer- 272 gencia de manera rápida y precisa, e indicar el es- Las alarmas audibles se deben silenciar automá- tado del equipo de emergencia o de las funciones ticamente al desaparecer la señal del dispositivo de seguridad contra incendio que podrían afectar que la originó. la seguridad de los ocupantes en caso de incendio. La alarma audible en interiores o áreas cerradas, Los sistemas de alarma de contra incendio que debe generar un sonido con una intensidad de 70 cubren dos o más zonas deben identificar la zona dB a 3 m. de origen donde se inició la alarma mediante un anuncio o una señal codificada, mismas que se de- El altoparlante debe ser tipo bafle para instalarse ben configurar y mostrar en el controlador electró- con conexión en tubería conduit de 19 mm (¾ in) nico programable y/o en el tablero de gas y fuego. de diámetro entrada tipo hembra. Los códigos adoptados se deben hacer del conoci- Deben incluir una placa de identificación con la miento del personal y formar parte de los simu- leyenda: "Alarma de detección de fuego". lacros y otras prácticas de capacitación y adiestramiento ante emergencias, ver Tabla 9.23 de 9.10.2.1. Altoparlantes para exteriores sensores y alarmas. En áreas abiertas y módulos con equipo ruidoso, 9.10.1. Alarmas audibles en campo los altoparlantes deben ser tipo trompeta con intensidad de tono para asegurar la audibilidad en El sistema de alarma audible debe estar formado áreas exteriores, el nivel mínimo de la intensidad por: sonora debe ser de 109 dB a 3 m. En el caso de áreas con nivel sonoro continuo a los 85 dB, el • • Bocinas amplificadoras para reproducir nivel mínimo de la alarma debe ser 15 dB ma- los tonos yor que el del área, o de 5 dB sobre el máximo La señal de alarma se debe enviar al ge- que pudiera presentarse durante 30 segundos nerador de tonos, que a su vez debe en- o más, pero no más de 120 dB, excepto para viar la señal específica del evento a los evacuación. altoparlantes 9.10.2. Alto parlantes (bocinas) 9.10.2.2. Alarmas visibles en campo (semáforos) Deben reproducir un sonido diferente para cada tipo de riesgo detectado. Las bocinas deben te- Las luminarias de las alarmas se deben activar ner una impedancia de carga de acuerdo a la para emitir, por medio del lente, luces de colores salida del amplificador o al transformador de específicos con luz intensa, para permitir avisar acoplamiento y deben estar enfasadas en la po- al personal que se encuentra en el área, de la laridad de sus bobinas. existencia de una condición de emergencia. 273 Para su instalación en el plano vertical, la altura Deben ser unidades independientes, del tipo mínima debe ser de 1.50 m tomando como base “jalar palanca” o del tipo “presionar botón”, lo el nivel de piso terminado a la parte inferior del que se considera como una acción y la otra ac- conjunto de luminarias (semáforo). ción es para evitar su accionamiento accidental. Las alarmas visibles (estroboscópicas) que indiquen condición de alarma deben ser del tipo 9.10.4. Pruebas destellante/intermitente, con una velocidad de intermitencia de máximo de 120 destellos por Los detectores deben venir pre-calibrados de fá- minuto (2 Hz) y mínimo de 60 destellos por mi- brica dependiendo del tipo de operación, para nuto (1 Hz), con una intensidad luminosa efec- que en las instalaciones se rectifiquen o ratifi- tiva de 700 cd a 1 000 cd (intensidad efectiva). quen de acuerdo a la instalación final, y se deben probar las entradas / salidas. Las alarmas visibles que indiquen condición normal deben ser del tipo continuo (sólo tecno- El fabricante debe dar informes de las pruebas de logía LED’s), con potencia de lámpara según el precalibración y características operacionales. área de aplicación. Pueden existir dos o más luces encendidas a la vez, excepto la luz verde, que Deben llevarse a cabo pruebas de aceptación en se debe apagar al activarse cualquier otra luz de fábrica y de aceptación en sitio, con objeto de alarma. comprobar el buen funcionamiento y las características operacionales de cada uno de los equipos, de acuerdo con los requisitos solicitados en 9.10.3. Estaciones manuales de alarma este documento. Si los resultados de las pruebas no son satisfacto- En un sistema de detección de incendio, es in- rios, es responsabilidad del contratista sustituir dispensable la instalación de estaciones manua- equipo y/o modificar calibraciones y/o modifi- les de doble acción “Empujar y Jalar” o “Levan- car configuraciones, a fin de que el diseño del tar y Presionar” conforme se solicite y que al ser sistema de gas y fuego cumpla con los objetivos accionadas transmitan una señal de alarma al de diseño. sistema de gas y fuego. Las estaciones manuales se deben instalar, en puntos estratégicos que permitan accionar y anunciar a distancia situaciones de emergencia, y transmitir una señal de alarma al sistema de gas y fuego. Las características técnicas que debe cumplir la estación manual son las siguientes: 274 Nota importante: Para información referente a seguridad y señalización en instalaciones eléctricas consulte el libro de Instalación y montaje de equipos del libro de MAPAS. Tabla 9.13 Máxima corriente de arranque a rotor bloqueado de motores trifásicos, diseño B, C y D para 60 Hz 230 V 460 V Amperes Amperes 20 10 B, C, D y E 3/4 25 125 B, C, D y E 1 30 15 B, C, D y E 1.119 15 40 20 B, C, D y E 1.492 2 50 25 B, C, D y E 2,238 3 64 32 B, C, D y E kW h.p. 0.373 1/2 0.560 0.746 Diseño 3.730 5 92 46 B, C, D y E 5.600 75 127 635 B, C, D y E 746 10 162 81 B, C, D y E 1.119 15 232 116 B, C, D y E 1.492 20 290 145 B, C, D y E 1.865 25 365 183 B, C, D y E 2.238 30 435 218 B, C, D y E 2.984 40 580 290 B, C, D y E 3.730 50 725 363 B, C, D y E 4.476 60 870 435 B, C, D y E 5.595 75 1 085 543 B, C, D y E 7.460 100 1 450 725 B, C, D y E 9.325 125 1 815 908 B, C, D y E 11.190 150 2 170 1 085 B, C, D y E 14.920 200 2 900 1 450 B, C, D y E Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 9.14 Corriente a rotor bloqueado en motores monofásicos con 2, 4, 6 y 8 polos Potencia 115 V 230 V kW hp Diseño O Amperes Diseño N Amperes Diseño O Amperes Diseño N Amperes 0.12 y menores 1/6 y menores 50 20 25 12 0.18 1/4 50 26 25 15 0.25 1/3 50 31 25 18 0.37 1/2 50 45 25 25 0.56 3/4 - 61 - 35 0.746 1 - 80 - 45 Fuente: NEMA MG-1 275 Tabla 9.15 Corriente a rotor bloqueado en motores monofásicos, de mediana potencia, diseños L y M Potencia Diseño L Amperes Diseño M Amperes kW hp 115 V 230 V 230 V 0.373 1/2 45 25 - 0.560 3/4 61 35 - 0.746 1 80 45 - Fuente: NEMA MG-1 Tabla 9.16 Letras código a rotor bloqueado Letra código kva / h.p. Promedio A 0 -314 2,95 B 3.15 - 3.54 3,34 C 3.55 - 3.99 377 D 4.0 - 4.49 4,25 E 4.5 - 4.99 4,75 F 5.0 - 5.59 5,30 G 5.6 -6.29 5,95 H 6.3 - 7.09 6,70 J 7.1 - 7.99 7,55 K 8.0 - 8.99 8,50 L 9.0 - 9.99 9,50 M 10.0 -11.19 10,6 N 11.2 - 12.49 11,85 P 12.5 - 13.99 13,25 R 14.0 - 15.99 15,00 S 16.0 - 17.99 17,00 T 18.0 -19.99 19 U 20.0 - 22.39 21,20 V 22.4 y mayores Fuente: NEMA MG-1 Tabla 9.17 Arranque de motores a tensión reducida Método de arranque Tensión plena Autotransformador TAP Factor de multiplicación 100 1.0 80 0.64 65 0.42 50 0.25 80 0.8 65 0.65 50 0.5 Delta-estrella 33* 0.33* Devanado bipartido 66* 0.66* Reactor o resistencia *Ningún valor de kVA es aplicable. Estos valores son típicos y pueden ser usados solamente antes de realizar la transferencia a los devanados de funcionamiento 276 Tabla 9.18 Factores de potencia al arranque h.p. FP Arranque 1 Fase 3 Fases 1/8 0.80 0.68 1/4 0.80 0.68 1/3 0.80 0.68 1/2 0.80 0.68 0.75 0.85 0.68 1 0.80 0.68 1.5 0.80 0.68 2 0.90 0.68 3 0.90 0.60 5 0.90 0.60 7.5 0.90 0.5S 10 0.48 15 0.47 20 0.47 25 0.42 30 0.42 40 0.4 50 0.36 60 0.35 75 0.33 100 0.3 125 0.29 150 0.28 200 0.25 250 0.23 300 0.22 350 0.21 400 0-2 450 0.19 500 0.18 277 278 3 4 5 6 TT 2150 TT 2200 TT 2250 TT 2300 312 31.0 43.0 52.0 62.5 69.0 66.0 71.0 TU2… TV2… TX2... TY2... TN2… TZ2... 10 TT2... Tipo 69.0 64.0 63.0 57.5 47.0 39.0 28.0 20 64 59 58 53 43 36 25 30 Minutos 59 55 54 49 40 33 23 40 300 250 200 208 260 150 100 10 h a 1.80 V 156 104 12 h a 1.80 V 56.0 54.0 50.0 45.5 37.0 31.0 22.0 50 285 237 190 142 95 8ha 1.80 V Capacidad en Ah a 20°C Tabla 9.20 Tensión final 1.75 V/celda Fuente: fabricante 2 Número de platos positivos TT 2100 Tipo de celda 53.3 49.4 47.3 43.0 34.8 28.7 20.5 1 51.3 47.5 44.0 40.0 32.3 26.6 19.4 1.25 1.11 1.26 1.50 2.01 2.86 Resistencia interna a 20°C en mΩ 47.8 43.7 41.8 38.0 30.6 25.2 18.0 1.5 1 892 1 667 1 400 1 045 734 Cortocircuito común en A 43.8 40.6 38.5 35.0 27.7 22.8 16.3 1.75 2 2 2 2 2 41.1 38.1 35.7 32.5 26.2 21.6 15.4 2 Número de terminales por polo 36.4 33.7 31.7 28.8 22.8 18.8 13.4 2.5 3 32.8 30.4 28.0 25.5 20.7 17.1 206 206 206 206 206 27.6 25.6 23.2 21.1 17.2 14.1 10.1 4 Ancho 12.2 Horas 145 124 103 103 103 Largo 389 389 389 389 389 8.6 5 23.4 21.7 19.8 18.0 14.6 17.2 14.9 12.6 10.6 8.5 20.7 19.2 17.3 15.8 13 10.7 7.66 6 24.4 21.0 17.5 15.8 13.9 7 18.51 17.14 15.4 14.00 11.53 9.02 8 16.53 15.31 13.75 12.50 10.41 8.57 6.12 5.7 4.8 3.9 4.1 4.3 Volumen ácido en I 6.78 Lleno Peso en kg Vacío 12.0 Alto Dimensiones externas (mm) Tabla 9.19 Especificaciones de baterías plomo acido (funcionamiento promedio como suministro a 20°C, densidad de 1.265) Tabla 9.21 Datos técnicos mínimos necesarios de la planta de emergencia Modelo motor Capacidad continua aplicación emergencia kW Potencia máxima 1,800 r/min h.p. Consumo combustible a plena carga lts/hora 37 66 4B3.9G Dimensiones en cm Largo Ancho Alto Peso aproximado kg. 12 175 55 113 699 4BT3.9G1 50 86 15.1 175 55 128 711 4BT3.9G2 60 102 17.5 175 71 128 711 6BT5.9G1 80 135 22.7 235 71 132 1 203 6BT5.9G2 100 166 27.3 235 71 132 1 203 6CT8.3G 125 207 35.6 235 71 140 1 446 6CTA8.3G 175 264 40.9 235 71 140 1 446 LTA10G1 250 375 72 295 90 180 2 380 NT855G6 275 435 80 295 90 180 2 513 NTA855G2 300 465 83 295 90 180 2 553 NTA855G3 350 535 92 295 90 180 2 807 KTA19G2 400 600 112 323 90 180 3 826 KTA19G3 450 685 121 323 106 208 3 930 KTTA19G2 500 750 128 323 106 208 3 930 VTA28G5 600 900 173 360 106 208 5 333 KTA38G2 800 1 200 220 400 130 253 6 394 KTA38G3 900 1 340 248 400 130 253 7 474 KTA38G4 1,000 1 490 280 493 131 259 8 874 KTA50G2 1,100 1 620 306 493 131 259 8 874 KTA50G3 1,250 1 850 340 493 131 259 9 188 KTTA50G2 1,500 2 220 408 493 131 259 9 850 Tabla 9.22 Factor de decremento para altitudes mayores a 1 000 m.s.n.m. Altitud (m s.n.m.) Factor de decremento 1 000 1 1 500 0.95 2 000 0.91 2 500 0.86 3 000 0.82 3 500 0.78 Referecnia NRF-249 279 Tabla 9.23 Tipo de detectores y principios de funcionamiento Detectores de fuego, humo y temperatura Detectores de gas Fuego: Combustibles: • Ultravioleta/Infrarrojo (UV/IR) • Infrarrojo • Ultra Violeta (UV) • Catalítico • Infrarrojo (IR) • Infrarrojo tipo camino abierto (lineal) • IR Triple • Óptico Humo: Tóxico: • Fotoeléctrico • Sulfhídrico (H2 S) • Iónico • Sulfhídrico (H2 S) tipo electroquímico. • Óptico Infrarrojo • Sulfhídrico (H2 S) tipo camino abierto • Muestreo de aire • Ácido fluorhídrico (HF) • Hidrógeno (H2) tipo celda electroquímica Temperatura: Acústico: • Termoestáticos • Ultrasónico • Termovelocimétrico • Combinados Otros gases presentes en los centros de trabajo: • Compensados (termostáticos) • Alquiluros de Aluminio (ALCH3)n • Puntuales • Cloro (Cl) • Lineales • Amoniaco (NH3) Fuente: NRF-210 Tabla 9.24 Carteles informativos Significado Advertencia de riesgo eléctrico Características Color: Seguridad: Fondo amarillo Contraste: Negro Forma: Triángulo Símbolo: Flecha quebrada en posición vertical hacia abajo Texto: DESCARGA ELECTRICA (opcional) Fuente: NOM-003-SEGOB 280 Ejemplo 10 Si st e m a s de a lu m br a d o 10.1. I n t roduc c ión desarrollar, referirse a la tabla de niveles de iluminación recomendados por la CFE 00F20-44 y El presente capítulo pretende cubrir las ne- NOM 001-SEDE. cesidades básicas de consulta del proyectista, proporcionarle los elementos suficientes para Para el diseño de un sistema de iluminación de- diseñar y efectuar los cálculos necesarios, en di- bemos hacer las siguientes consideraciones: ferentes proyectos de iluminación. a) Tipo de tarea visual a desarrollar Para lo cual se muestran los métodos regular- b) Calidad visual, que comprende, confort, mente empleados en un proyecto de ilumina- reflejos, variaciones permisibles entre los ción para interiores y exteriores, así como los niveles máximos y mínimos (± 20 por procedimientos de cálculo para la correcta apli- ciento del nivel de áreas adyacentes) cación de ellos. Se anexan tablas para consulta. c) Cantidad de iluminación requerida acorde a la tarea visual a desarrollar 10. 2 . P ro c e di m i e n t o pa r a e l c á l c u l o de a lu m br a d o 2 6 d) Ambiente del área, teniendo cuidado en prever la presencia de polvos, vapores, gases explosivos o corrosivos, en el caso de las salas de baterías y los alma- Para la aplicación de los métodos de cálculo para cenes de residuos peligrosos, deben ser alumbrado de interiores y exteriores, es necesa- equipos, materiales y accesorios a prue- rio desarrollar un procedimiento básico de cál- ba de explosión: (clase 1, división 1) para culo que consta de la siguiente descripción. las salas de baterías, y (clase 1, división 2) para los almacenes de residuos peligrosos, conforme a lo establecido en la 10.2.1. Nivel de iluminación recomendado NOM-001-SEDE e) Descripción y utilización del área, que incluye desde las características físicas Para determinar el nivel de iluminación reco- (dimensiones del local, reflectancia de mendado para el plano de trabajo específico a las superficies, nivel del plano de traba- 26 Fuente: CFE 00F20-44 y NOM 001-SEDE 281 jo, área específica, tipo de montaje para Dimensiones del local el luminario), hasta las características de Considerar las dimensiones de longitud, ancho operación del sistema de alumbrado f) Selección de luminarios, la evaluación de y altura del local que se va a iluminar. los puntos anteriores nos daría las bases para la selección correcta del luminario y Factor de mantenimiento tipo de lámpara a emplear g) En algunos casos el diseño de la instala- Para el cálculo del factor de mantenimiento ción general de alumbrado no solo debe (F.M.) se deben considerar las condiciones si- dar una cantidad suficiente de luz, sino guientes: además, la dirección adecuada de la luz, F.M . = D d su difusión, color y protección a los ojos, Ecuación 10.1 debe eliminar el resplandor directo y reflejado, así como sombras objetables, dan- donde: do una atención particular a la visibilidad D = Depreciación de lúmenes por luminaria d Depreciación debido al polvo del sistema iluminado, de interruptores, instrumentos, botones, pantallas en su- = perficies verticales, entre otros h) No debe existir sobreposición en las cur- Para determinar el valor "D" referirse a especifi- vas de distribución de los luminarios, lo- caciones de fabricantes dependiendo del tipo de grando una buena uniformidad luminosa luminaria y lámpara seleccionada. y una relación óptima entre la altura de montaje y la separación de los luminarios i) Facilitar el mantenimiento considerado Para determinar el valor "d" referirse a la Ilustración 10.1 Factor de mantenimiento. en la maniobra, seguridad, rapidez y accesibilidad con un mínimo de espacio Reflectancia en paredes, pisos y techos j) Localización de luminarios. Es la selección de la localización de los luminarios y Para determinar los valores de reflectancia en de los métodos de soporte, se debe consi- pisos, paredes y techos; referirse a la Tabla 10.1, derar cuidadosamente el mantenimiento Tabla 10.2, Tabla 10.3, Tabla 10.4 y Tabla 10.5. y evitar la interferencia con charolas, tuAlumbrado para interiores berías, ductos, equipos, entre otros k) Los sistemas de alumbrado deben cumplir con la eficiencia energética en térmi- En este documento se muestran 2 métodos de nos de densidad de potencia eléctrica cálculo para iluminación en interiores, estos l) Se debe considerar el ahorro de la ener- son: gía eléctrica mediante: tableros inteligentes, lámparas ahorradoras de energía • Método de cavidad zonal y sensores de presencia • Método de los lúmenes 282 Ilustración 10.1 Gráficas de categorías de mantenimiento, para determinar el factor de degradación por suciedad de la luminaria Categoría I 100 Muy limpio 90 Muy limpio 90 80 Medio Limpio 60 50 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 Categoría III 100 Limpio 80 Meses Categoría V 70 Medio Sucio 50 Muy Sucio 0 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 Meses 80 Limpio 60 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 90 Muy limpio 70 Muy Sucio 60 Categoría IV 80 Medio Sucio 70 100 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 90 Muy limpio 0 0 Meses 90 50 Muy Sucio 60 Meses 100 Medio Sucio 70 Muy Sucio 0 Limpio 80 Sucio 70 50 Categoría II 100 100 Muy limpio 90 Limpio Categoría VI Muy limpio 80 Medio Muy Sucio 60 Limpio 70 Sucio 60 50 50 Meses Sucio Muy Sucio Meses Fuente: CFE 00F20-44 283 Medio Estos métodos se utilizan donde se requiere de • una iluminación uniforme. Sombras en el campo visual del observador • Deslumbramiento directo desde la Desarrollaremos el método de los lúmenes por fuente de luz en el campo de visión su rapidez, facilidad en el cálculo y su confiabi- de los operadores lidad en los resultados obtenidos. • Deslumbramiento reflejado por superficies metálicas o muy pulimentadas, es decir, el brillo producido 10.2.2. Área de tableros por reflexión especular • Brillo reflejado por los cristales de los Al proyectar la iluminación en el área de table- instrumentos hacia el campo de vi- ros el requisito básico que se debe perseguir, es sión de los operadores el de proporcionar una adecuada y confortable iluminación, sobre los instrumentos y otros aparatos de control que se encuentran en el o los b) Los efectos que producen estos problemas son: • Disminución de la percepción visual tableros, lo cual necesariamente implica mayor , el observador concentra involunta- importancia de la iluminación sobre el plano riamente su atención hacia el objeto vertical, que la que es usualmente encontrada más brillante y disminuye, por lo en los demás locales interiores. De esta manera, tanto, la percepción en el resto del el problema de iluminación en el área de table- campo visual. Efectos desagradables ros, es muy diferente al de cualquier otro local a la vista destinado para otras funciones. • Fatiga visual y por tanto, menor rendimiento en el trabajo o tarea enco- No es suficiente con tener un buen nivel de iluminación sobre los tableros, sino que además se de- mendada • Los problemas de iluminación an- ben cumplir otros requisitos, tales como: visibili- tes mencionados, varían en relación dad clara de las escalas de los instrumentos, libres con los tipos, alturas y configuracio- de reflejos y sombras inconvenientes, iluminación nes de los tableros, proporciones del uniforme sobre los tableros sin disturbios por con- cuarto, posición del personal al efec- trastes de brillantez y menor deslumbramiento tuar lecturas, tipos y medidas de ins- en toda la iluminación del local. A continuación trumentos, color, tipo y tamaño de estudiaremos los problemas que normalmente se las escalas de los mismos y también presentan para la iluminación de estas zonas, así brillantez de los colores de acabado, como los requisitos para evitarlos: localización de puertas y ventanas, entre otros a) En general, los problemas que se han en- c) Para solucionar estos problemas de ilu- contrado en la iluminación en el área de minación en el área de tableros, se deben tableros, han sido: considerar los siguientes requisitos: • Contrastes o diferencias fuertes • Los contrastes de brillantez inade- de brillantez en superficies cuados, son eliminados pintando circundantes todas las superficies con colores cla- 284 • • ros de apropiadas características de f) Deslumbramiento reflejado: Las fuente reflectancia, incluyendo los tableros, con mayor intensidad de luxes, que hayan para producir bajos contrastes de de quedar dentro de ángulos inferiores a brillantes. Además los pisos de color 30 °, se deben proteger mediante globos claro agregarán efectividad a la ilu- difusores, reflectores, contralentes, entre minación otros, es decir, con algún dispositivo que Se deben evitar acabados de alta re- reduzca su luminancia. Para eliminar el flectancia. Por ejemplo, las cubiertas deslumbramiento reflejado, se deben si- de los instrumentos deben tener un tuar las fuente luminosas de tal manera acabado satisfactorio, que propor- que los rayos reflejados no lleguen a los cione un buen contraste que ayude ojos del observador, con objeto de que la a un enfoque natural de la vista de imagen reflejada quede fuera de su cam- los operadores sobre las carátulas. po visual. En general es necesario efec- Este contraste ha sido obtenido con tuar una localización cuidadosa de las cubiertas negras de los instrumentos unidades de alumbrado, ventanas, escri- El acabado de cualquier mueble en el torios, puertas, entre otros, con respecto cuarto de control, debe tener facto- al campo de visión de los operadores. La res de reflexión favorables, y deberán reflexión de luz, vista en las carátulas de armonizar con los colores del cuarto, los instrumentos, es uno de los proble- a fin de proporcionar un ambiente de mas más importantes a resolver. Cual- confort a los operadores quier fuente de luz para iluminación de d) Factores de reflexión recomendados: tableros, puede ser reflejada en las cará- • Techo (cielo) 80 % tulas de cristal de los instrumentos. Para • Muros 50 % mayor claridad de este problema, véase • Tableros 50 % la Ilustración 10.3. Se consideran tres • Escritorios 35 % posiciones de la fuente de luz, ocupando • Pisos 30 % los puntos "A "B" y "C". El punto “I” es e) Ángulo límite para evitar el efecto de el punto más alto del instrumento supe- deslumbramiento: Para eliminar el des- rior. Se considera una zona de visión li- lumbramiento directo desde las fuente mitada en la parte inferior, a una altura de luz en el campo de visión de los ope- de 120 cm (que se considera nivel medio radores, estas fuentes se deben colocar, del ojo del operador, cuando está senta- si es posible, por encima de la línea nor- do), en la parte superior a una altura de mal de visión, es decir, por encima del 170 cm (que se considera nivel máximo ángulo límite: el cual se define como el del ojo del operador, cuando está de pie) ángulo formado por la dirección visual y cerca del tablero con una proximidad horizontal y la dirección de la visual al máxima de 75 cm. Entonces se debe evi- foco luminoso; para evitar el deslumbra- tar que haya luz reflejada directamente miento, este ángulo ha de ser superior a de los instrumentos a esta zona de visión. 30 °, tal como se muestra en la Ilustra- Basándose en la ley física que dice: "el án- ción 10.2 gulo de incidencia es igual al ángulo de 285 Ilustración 10.2 Concepto de ángulo límite para evitar el efecto de deslumbramiento Dirección visual a la fuente luminosa Dirección visual horizontal 30 º Fuente: CFE 00F20-44 Ilustración 10.3 Identificación de la zona de visión y de localización de la fuente de luz Y X C 75 cm Fuente: CFE 00F20-44 X - Zona de seguridad dentro de la cual se puede localizar la fuente de luz. Y - Zona de seguridad dentro de la cual no se debe localizar la fuente. B - Localización de la fuente de luz con la que se puede tener sombra. C - Localización de la fuente de luz que causa reflexión en el cristal. A - Localización recomendable. 286 Altura del ojo operador pie 170 cm Zona de visión Altura del ojo operador sentado Tablero α1 C 120 cm Superior h = Altura del instrumento H = Altura del cielo B A α (Acercamiento máximo recomendable) reflexión", y recordando que por defini- en el punto “B” (véase Ilustración 10.3) ción, el ángulo de incidencia de la luz, es unidades de alumbrado de curva fotomé- aquel que se forma entre la perpendicular trica asimétrica (es decir, de haz luminoso a la superficie y la línea de incidencia de oblicuo), es que solamente iluminará una la luz, se puede observar que para que no parte de frente del tablero. Para solucionar haya reflexión de los instrumentos sobre este problema, se ha encontrado un método la zona de visión del operador, el ángu- por resultados experimentales, con el cual lo de incidencia deberá ser mayor que el se puede calcular la distancia adecuada en ángulo formado por la línea de visión A’1 donde deberán colocarse las unidades de y la perpendicular al tablero, desde A'. alumbrado de curva asimétrica, cuyo haz Cuando se cumple esta condición, no hay luminoso tenga una dirección de 15 ° a 20 problema de reflejos en los instrumentos °, este método se describe a continuación. al efectuar lecturas directamente desde Primero, de la Ilustración 10.4, el ángulo el frente del tablero. Así las unidades de es la dirección que tiene el haz luminoso alumbrado se pueden localizar dentro de de la luminaria seleccionada (entre 15° la "zona de seguridad" “X”, aunque ya a 20°) para iluminar el frente del tablero. una localización muy cercana al tablero El haz luminoso se debe dirigir al tablero (por ejemplo en "B") puede causar som- hasta una altura de 1/3 h del nivel del piso bras en la parte superior de las escalas de terminado, ya que por resultados expe- los instrumentos. En los instrumentos rimentales se tiene que a esa altura, todo modernos, casi no se tiene sombras en las el frente del tablero queda perfectamente escalas, pues se construyen con los mar- iluminado; por lo que la distancia adecuada cos, o solo la parte superior de ellos, de "D" en donde se debe colocar la fuente de material transparente o bien con la escala luz (véase Ilustración 10.4) es: muy próxima a la carátula de cristal. Al- D gunas veces los instrumentos son dotados con carátulas de cristal antideslumbrante, o cristales convexos. X - Zona de seguri- h" = tan i D = h "tan i dad dentro de la cual se puede localizar donde: la fuente de luz. Y - Zona de seguridad dentro de la cual no se debe localizar la h" = H-1/3 h fuente. B - Localización de la fuente de luz con la que se puede tener sombra. C Localización de la fuente de luz que causa Con la colocación de las unidades de alumbra- reflexión en el cristal. A - Localización do, a esta distancia, además de quedar perfecta- recomendable mente iluminado el frente del tablero, se elimi- g) Iluminación parcial del frente del tablero: nará también el deslumbramiento reflejado por Otro problema que se presenta al colocar los cristales de los instrumentos, ya que la dis- 287 Ilustración 10.4 Cálculo de la distancia a que debe ser colocada la fuente de luz h = Altura del tablero Tablero (1/3 de h) H = Altura del cielo h” D Fuente: CFE 00F20-44 tancia "D" queda dentro de la zona de seguridad las áreas de tableros de las subestaciones, se pre- “X” (véase Ilustración 10.3). fiere el sistema de iluminación directa con la finalidad de dirigir toda la luz hacia los planos Alumbrado directo en el área de tableros de trabajo y reducir a un mínimo la potencia, para proporcionar la iluminación requerida. El Sobre los escritorios de los operadores, es con- sistema de iluminación directa en las áreas de veniente proporcionar un nivel de iluminación tableros puede ser proporcionado de varias for- aproximadamente igual al nivel sobre la cara mas. Colocando las unidades en el techo cielo, vertical de los tableros, evitando en lo posible o colocándolas en una ménsula o canopía en la grandes diferencias de brillantez entre los ins- parte superior del tablero. Cuando las unidades trumentos y los objetos de trabajo sobre el es- son instaladas en el techo o cielo, es preferible critorio a fin de que el operador pueda percibir utilizar unidades del tipo de embutir o empo- sin molestias desde su escritorio las indicaciones trar, instalando para ello un plafón falso plano, aproximadas de los instrumentos, a cualquier según se ilustra en la Ilustración 10.5. hora. En general, los niveles de iluminación en zonas adyacentes no deben presentar grandes Se puede instalar un cielo plano pero escalonado, diferencias, con objeto de no provocar deslum- a fin de que las unidades de alumbrado del table- bramiento al personal, cuando transite a través ro queden escondidas y no las pueda percibir di- de esas zonas. Para los fines de iluminación de rectamente el operador (véase Ilustración 10.6). 288 Ilustración 10.5 Unidades de embutir o empotrar instaladas en falso plafón plano Alumbrado directo del área de tablero Loza Falso platón Tablero Fuente: CFE 00F20-44 Ilustración 10.6 Unidades de embutir o empotrar instalados en canopia o ménsula Losa Tablero Fuente: CFE 00F20-44 289 10. 3. A lu m br a d o pa r a e x t e r ior e s Ic = Para la iluminación de vialidades, patios de maniobra, sedimentadores, tanques de aireación, lagunas de oxidación, etc. en plantas de bombeo y tratamiento de aguas, o para alumbrar estacionamientos y jardines dentro de las instalaciones y mantener una iluminación apropiada a las áreas de bombas exteriores y cárcamos; pueden A ^ Lh H ^ A + Lh Ecuación 10.2 donde: Ic = Índice de cuarto A = Ancho local L = Largo local H = Altura de montaje (distancia entre el plano de trabajo y la luminaria) emplearse cualquiera de los siguientes métodos 2. Con el valor del índice de cuarto de cálculo: obtenido de la expresión anterior, a) Método de cálculo para alumbrado en ver información de fabricante y calles determine el coeficiente de utiliza- b) Método de cálculo para alumbrado localizado ción c) Para determinar el número de lumina- c) Método de punto por punto rias, aplicar la siguiente ecuación, siendo CU el coeficiente de utilización y FM Desarrollaremos el método de cálculo para el factor de mantenimiento: alumbrado localizado, ya que de acuerdo con las necesidades de iluminación de este tipo de instalaciones resulta el más indicado. 10.4. M é t od o de c á l c u l o de l o s lú m e n e s Pasos que deben seguirse para el cálculo del nú- Nivel luminoso A en luxes No . = de luminarias Lúmenes por CU luminaria FM Ecuación 10.3 d) Para conocer el arreglo de luminarias, a lo largo y a lo ancho del local, calcular el mero de luminarias: espaciamiento entre luminarias aplicana) Desarrollar los subíndices vistos en el do la siguiente expresión: punto 10.2 b) Calcular el coeficiente de utilización de la forma siguiente: 1. Calcule la relación del índice de cuarto aplicando la siguiente expresión: 290 Es = Área Número de luminarias Ecuación 10.4 ^ mh donde: a) Para el diseño de alumbrado en las subestaciones eléctricas se deben tomar en Es = Espaciamiento promedio entre luminarias cuenta las siguientes consideraciones: • Evitar la utilización de postes con alumbrado dentro del área de la sub- e) Arreglo de luminarias: • • estación, para no estorbar el tránsito Número de luminarias emplazadas a de vehículos y equipo de manteni- lo largo = largo / Es miento. Para ello se deben utilizar Número de luminarias emplazadas a las propias estructuras metálicas, lo ancho = ancho / Es mamparas de los transformadores, f) Distancias: En la Tabla 10.6 se puede parte superior del edificio de la sub- revisar las diferentes fórmulas para estación en SF6, como soporte de las calcular el espaciamiento entre lumi- luminarias • narias Reducir las sombras causadas por el equipo 10. 5. A lu m br a d o e n s u be stac ion e s e l éc t r ic a s • Se deben montar las unidades de alumbrado como parte integral en cada una de las zonas o módulos en que está compuesta una subestación Para el diseño de alumbrado de las subestacio- eléctrica nes eléctricas se deben tomar en cuenta todas • Las unidades de alumbrado deben las zonas o áreas existentes con equipo instala- ser de larga duración de vida, para do. En una subestación eléctrica se debe ilumi- evitar sustituciones frecuentes nar todo el equipo eléctrico existente. Algunos • El alumbrado para las diferentes zo- de estos equipos son: cuchillas desconectadoras, nas de una subestación debe ser a interruptores, transformadores, entre otros, al- base de reflectores gunos de los cuales son instalados en las estruc- • turas relativamente altas sobre el nivel del piso. Todos los puntos o áreas con luz dentro y fuera de la subestación, deben ser controlados eléctricamente a tra- Por las consideraciones anteriores, es recomenda- vés de fotoceldas ble tener la iluminación dirigida hacia abajo, con • No debe haber deslumbramiento en objeto de iluminar el equipo, las estructuras y las las zonas normalmente utilizadas zonas de tránsito norma es por ello, que las uni- por los operadores, para observar u dades de alumbrado se deben instalar en las es- operar el equipo vital en el área tructuras mayores de la subestación a una altura • Las sombras muy marcadas y zonas de 12 m aproximadamente, medida sobre el nivel obscuras, deben ser marcadas a un del piso. Se deberá utilizar el método de punto mínimo por punto y todos los equipos tendrán el nivel de • iluminación especificado, ver NOM-025-STPS). Las unidades de alumbrado utilizadas, deben ser accesibles para un 291 fácil reemplazo y no deben estar co- cal, que proporcione una luminaria ade- locadas muy cerca del equipo eléctri- cuada a ese plano de trabajo. Se deben co energizado, a fin de no presentar colocar apropiadamente las luminarias peligro para el personal de manteni- para iluminar las zonas con equipo como miento son: transformadores, columnas de aisladores, interruptores de potencia en aire o Tipos de iluminación para el diseño de en aceite, cuchillas desconectadoras, en- alumbrado de las subestaciones eléctricas tre otros. Las luminarias de haz dirigido como reflectores, se utilizan para la ilu- Existen tres propósitos básicos en la iluminación minación vertical. Un proyector de haz de una subestación eléctrica: (1) Seguridad, (2) estrecho, que provea el máximo nivel so- Transito sin peligro y (3) Inspección del equipo. bre la superficie de trabajo, a la vez que se reduce el deslumbramiento directo, se En el diseño de subestaciones se emplean dos ti- puede utilizar para iluminar un objeto pos de iluminación que son: plano horizontal y aislado como el caso de un desconecta- plano vertical: dor de montaje alto. Para iluminar un transformador donde existen muchos a) Iluminación plano horizontal: La ilumi- detalles a observar, por ejemplo, puede nación horizontal debe abarcar todo el ser de mayor utilidad el uso de lumina- predio al nivel del suelo, para asegurar el rias que tengan una distribución de luz transito rápido y sin peligro del personal. más amplia. Es indudable que el siste- Es recomendable que las luminarias que ma de iluminación empleado en estas provean esta componente horizontal de zonas, es el directo, tanto para ilumi- luz se monten de tal manera que se re- nar el equipo, como zonas de paso. Se duzca la posibilidad de deslumbramien- debe efectuar una cuidadosa localiza- to directo en el campo de visión, el cual ción de las unidades de alumbrado, a de hecho podría disminuir la visión. La fin de asegurar una mejor distribución instalación de reflectores es un método de la luz en las áreas más importantes utilizado para satisfacer el requerimiento a iluminar, así como también, se debe de la componente horizontal dirigir la luz, de tal modo, que el ope- b) Iluminación plano vertical: Si bien la ilu- rador pueda percibir el equipo sin que minación ayuda al operador a efectuar incidan directamente sobre sus ojos los sus rondas rápidas y seguras, la mayoría rayos de luz, evitando de este modo de las tareas visuales se encuentran lo- deslumbramiento. Un ejemplo de ilu- calizadas al nivel o encima del ojo y para minación de estas zonas se muestra en eso se requiere de una iluminación verti- la Ilustración 10.7 292 Ilustración 10.7 Ejemplo de las zonas de alumbrado exterior de una subestación (vista en planta) Zona de alta tensión Zona de transformadores Zona de lumbreras de buses Estructuras Estructuras Área de equipo instalado Lumbreras de buses Área de equipo instalado Mamparas de transformadores Fuente: CFE 00F20-44 10.6 . Mé t od o de l c á l c u l o pa r a a lu m br a d o localizado res, considerando el tipo de aplicación (señalización, alumbrado general, etc.) Si el área a iluminar es grande, aplique torres individuales o postes espaciados Pasos que se deben seguir para el cálculo del a intervalos regulares para luminaria. número de reflectores necesarios, para satisfa- Para áreas reducidas aplique una sola cer el nivel de iluminación recomendado: torre con todos los proyectos ubicados en ella, o bien utilice edificios adyacen- a) Determinar el nivel de iluminación tes recomendado para el trabajo específico a d) Determinar el coeficiente de utiliza- desarrollar ción; aplicando la siguiente expresión: b) Considerar las dimensiones del área a CU = Lúmenes incidentes sobre el área a iluminar Lúmenes del haz del proyector iluminar, largo, ancho y altura de montaje de luminaria Ecuación 10.5 c) Determinar el arreglo de los reflecto- 293 Para obtener los lúmenes incidentes sobre el y estos serán los lúmenes incidentes área a iluminar, debe proceder de la siguiente sobre el área a iluminar manera: e) Determine el factor de mantenimiento • Divida simétricamente el área total a aplicando la siguiente expresión: iluminar • • F.M . = D d Determine los sectores que iluminara cada proyector Para determinar "D" aplique la siguiente expre- Dentro de cada sector, seleccione el sión: punto o los puntos críticos • Calcule los ángulos verticales y horizontales del punto o los puntos crí- D= Lúmenes al 50٪ de la vida normal de la lampara Lúmenes iniciales ticos de iluminación, tomando como Ecuación 10.6 referencia la Ilustración 10.8 • Transporte los ángulos vertical y horizontal obtenidos anteriormente a la curva de distribución fotométrica f) Determine el número de proyectores aplicando la siguiente expresión: considerando el punto (0,0) como referencia, éste debe ser el punto que recibirá la más alta intensidad luminosa en la curva de distribución fotométrica. Trace la poligonal del área formada por los ángulos vertica- No . de proyectores = Área total a Nivel luminoso iluminar Lúmenes del haz CU FM del proyecto Ecuación 10.7 les y horizontales; sume los lúmenes encerrados por la poligonal del área g) Distribuir los reflectores sobre el área a iluminar 294 Ilustración 10.8 Suma de los ángulos de las tres contribuciones de los tres proyectores B’ A’ α1 9 α A P α= arc. tg. AA’ 9 PA B α1 = arc. tg. BB’ PB SECTOR θN P θ 1 = arc. tg. XA XP θ X θ 2 = arc. tg. XB XP θ2 A B C N Sector 295 10.7. M é t od o de c av i da d zona l Relación de cavidad de techo = 5 hcc (L + A) L (A) (CCR) La relación del local fue sustituida, por un nue- Ecuación 10.8 vo método para calcular y utilizar los coeficientes de utilización. Este procedimiento recibe el todo de cavidad zonal descansan en el concepto Relación de cavidad de cuarto = 5 hrc (L + A) L (A) (RCR) de la teoría de transferencia de flujo, conside- Ecuación 10.9 nombre de cavidad zonal. Las bases para el mé- rando que un cuarto está formado de una serie de cavidades que tienen reflectancias entre ellas y el plano de trabajo. Relación de 5 hf c (L + A) cavidad de piso = L (A) (FCR) Ecuación 10.10 Cualquier cuarto puede generalmente ser dividido en tres espacios básicos o cavidades: el espacio entre los luminarios (si son suspendidos) y el te- También pueden ser encontradas en las tablas cho, se define como “cavidad de techo” o “cavi- publicadas en el manual lES. dad de cielo”. El espacio entre el plano de trabajo y el piso se define como “cavidad de piso” y el es- Determinar las reflectancias efectivas de las ca- pacio entre los luminarios y el plano de trabajo se vidades llama “cavidad de cuarto”, ver Ilustración 10.9. Se deben determinar las reflectancias efectivas Una vez que hemos visto lo anterior es posible para las cavidades de piso y techo. Estas las po- calcular las relaciones numéricas conocidas como demos localizar en las Tabla 10.1, Tabla 10.2, “relaciones de cavidad” las que se utilizan para Tabla 10.3, Tabla 10.4 y Tabla 10.5. determinar la reflectancia efectiva de las cavidades del piso y techo y después encontrar el coefi- Nótese que si el luminario es empotrado o ciente de utilización. Tenemos entonces 3 pasos sobrepuesto o si el plano de trabajo es el piso básicos para calcular el coeficiente de utilización: CCR y FCR serán cero y entonces la reflectancia actual del techo o piso, será también la re- a) Determinar las “relaciones de cavidad” flectancia. b) Determinar las reflectancias efectivas de Nótese que si el luminario es empotrado o las cavidades c) Seleccionar el coeficiente de utilización sobrepuesto o si el plano de trabajo es el piso CCR y FCR serán cero y entonces la reflectan- Determinar las “relaciones de cavidad” cia actual del techo o piso, será también la reflectancia. Las relaciones de cavidad pueden ser encontradas de dos ecuaciones. La más exacta es calcula- Luego las reflectancias efectivas así encontradas da utilizando las siguientes ecuaciones: serán: 296 pcc = Reflectancia efectiva de la cavidad la reflectancia efectiva de la cavidad del piso previamente determinada. Esto se logra por me- del techo pfc = Reflectancia efectiva de la cavidad dio de tablas, encontrando un multiplicador que utilizado en conjunto con el coeficiente de uti- del piso lización ya encontrado, nos da el coeficiente de Seleccionar el coeficiente de utilización utilización final. Con estos valores, la reflectancia de las paredes 10.7.1. Ejemplo de aplicación por el método de los lúmenes y conociendo la relación de cavidad del cuarto (RCR) previamente calculada, podemos encontrar el coeficiente de utilización en las tablas co- Calcular el número de luminarias necesarias rrespondientes del luminario a utilizar proporcio- para una casa de bombas con las siguientes ca- nadas por el fabricante de dichas luminarias, ver racterísticas: Tabla 10.7 Nótese que ya que la tabla es lineal, se • pueden hacer interpolaciones lineales para obte- Largo = 15 m ner valores exactos para diferentes combinaciones de reflectancias y relaciones de cavidad. Nota importante: Ya que el coeficiente de utilización encontrado La distribución de luminarias, proyectores, lámparas, etcétera, deberán ser justificados por medio de cálculos y con las curvas fotométricas especificas del producto. es para 20 por ciento de reflectancia efectiva de la cavidad del piso será necesario corregir para Ilustración 10.9 Suma de los ángulos de las tres contribuciones de los tres proyectores Techo Cavidad de techo hcc Luminarias hrc Cavidad de cuarto Plano de trabajo hfc Piso Siendo: hcc = Altura de cavida del teho hrc = Altura de cavida del cuarto hfc = Altura de cavida del cuarto Fuente: CFE 00F20-44 297 Cavidad de piso • Ancho = 6 m La categoría de mantenimiento a la • Altura = 3 m cual pertenece la lámpara selecciona- • Altura del plano de trabajo = 0.90 m da es la categoría III, suponiendo que se realice limpieza cada dos años y se La luminaria será del tipo sobre poner, fluo- encuentre en un ambiente sucio tene- rescente 2 X 40 watts, 127 volts, 5600 lúmes mos que d = 0.75 iniciales. F.M. = 0.91 (0.75 ) = 0.682 Colores existentes en el interior: b) Para calcular el CU, se determina pri• Color crema en el techo • Color gris obscuro en el piso mero el índice de cuarto: IC = L A = 15 6 = 2 . 04 H ^ L + A h 2 . 1 ^ 15 + 6 h a) Desarrollar en primera instancia el procedimiento general para el cálculo donde: Ic de alumbrado, según el punto 10.2 = Índice de cuarto 1. Determinar el nivel de iluminación recomendado: De la Tabla 10.8 de ni- De los datos fotométricos de la luminaria veles de iluminación recomendados observamos que CU = 0.59 observamos que el nivel recomendado para casa de bombas es 100 luxes. c) Calcule el número de luminarias. 2. Las dimensiones del local a iluminar son: Largo = 15 m, Ancho = 6 m, Altura = 3 m 100 90 No . de luminarias= 5 600 0 . 68 0 . 59 = 4 . 00 3. Determinar la reflectancia en pisos y techos: De la información contenida en la Tabla 10.1 a la Tabla 10.5 determinamos los valores de reflectancia de acuerdo a los colores que d) Para calcular el espaciamiento promedio entre luminarias. Es = 90 = 4 . 74 4 tienen el techo y el piso, reflectancia en piso = 25 por ciento, reflec- Para el arreglo de las luminarias. tancia en techo = 70 por ciento Número de luminarias. 4. Determinar el factor de No . de luminarias = 15 = 3.1= 3 Luminarias empleadas a lo largo 4 . 74 mantenimiento aplicando la siguiente expresión. F.M . = D d No . de luminarias 6 = 1.2 =1 Luminarias empleadas a lo ancho= 4 . 74 La depreciación es del 9% por lo que, D = 0.91 e) Calculando las distancias (ver Tabla 10.9) 298 Por lo que la distribución de las lumina- Determine el número de reflectores necesarios rias queda como se muestra en la Ilustra- para iluminar el sector de un terreno que tiene ción 10.10 las siguientes dimensiones: 10.7.2. Ejemplo de aplicación para alumbrado localizado El sector es un área activa para tratamiento de Ilustración 10.10 Distribución de luminarias en casa de bombas 5m 2.5 m 6m 3m 15 m 299 F . M . = 0 . 70 0 . 86 = 0 . 602 agua, Largo = 40 m, Ancho = 20 m. El tipo de proyector seleccionado es el MVP, adi- f) Determinación del número de reflectores: tivos metálicos 400 watts, alimentación a 220 V. La Ilustración 10.11 muestra el sector a iluminar. a) Determinación del nivel de iluminación: Número de 800 50 = = 3 . 04 31 670 0 . 69 0 . 602 proyectores g) Distribución de los reflectores sobre la De la Tabla 10.8 se observa que para esta zona a iluminar, ver Ilustración 10.12 actividad son recomendados 100 luxes. h) Comprobando el nivel de iluminación en Si requiere conocer valores más genera- el punto M les consulte la Tabla 10.10 b) Dimensiones del área a iluminar: Ancho Del proyector 1 tenemos: = 20 m, Largo = 40 m, Altura de montaje del luminario = 10 m c) Tipo de arreglo de las luminarias: Consi- θ = tan -1 ` 10 j = 45c 10 derando el tipo de aplicación y las dimensiones del área, se calculan las dimensio- Con este valor del ángulo de la curva fotométri- nes de las separación de luminarias las ca obtenemos 900 CD, por lo tanto la intensidad cuales son de 6.6m y la distancia entre de iluminación es: los reflectores es de 13.3m, ver Tabla 10.6 d) Cálculo del coeficiente de utilización , Para el plano horizontal: ver Tabla 10.11 e Ilustración 10.11. 1. Transportando los ángulos verticales y 45c = 63.64 Luxes E = 9 000 cos 10 2 horizontales a la curva fotométrica del proyector del catálogo del fabricante Del proyector 2 tenemos: tenemos 21 853 lúmenes incidentes sobre el área a iluminar y 31 670 lúmenes del haz del proyector, por lo θ = tan -1 ` 16 . 64 j = 58 . 99c 10 tanto el coeficiente de utilización es: Del proyector 3 tenemos: 853 = 0 . 69 CU = 21 31 670 E = 22.3 Luxes e) Determinación del F.M: tenemos que Sumando las contribuciones de los 3 reflectores: D= 0.86 y d= 0.70, entonces: ET = 63 . 6 + 46 . 36+ 46 . 36 = 156 . 32 Luxes 300 Ilustración 10.11 Determinación del nivel de iluminación P 10 m A O M D 40 m C 20 m B Ilustración 10.12 Distribución de los proyectores 6.6 13.3 m 20 m M 10 m 40 m 301 Tabla 10.1 Reflectancias en acabado madera Reflectancias en acabado madera Color Reflectancias Maple (claro) 48 % Encino (claro) 34 % Avellana (medio) 19% Nogal (oscuro) 16 % Caoba (oscuro) 12 % Fuente: CFE 00F20-44 Tabla 10.2 Reflectancias en acabado metálico Reflectancias en acabado metálico Color Reflectancias Blanco porcelanizado o esmalte horneado 70 - 88 % Aluminio pálido (especular) 80 - 85 % Aluminio mate (redifuso) 75 % Pintura aluminio (claro) 79 % Pintura aluminio (medio) 0% Fuente: CFE 00F20-44 Tabla 10.3 Reflectancias en vidrio Reflectancias en vidrio Color Reflectancias Vidrio claro 10 % Vidrio opaco 15 - 30 % Con acabado mármol (claro) 20 - 40 % Fuente: CFE 00F20-44 Tabla 10.4 Reflectancias en plástico Reflectancias en plástico Color Reflectancias Claro 5 - 10 % Oscuro 15 - 30 % Fuente: CFE 00F20-44 302 Tabla 10.5 Reflectancias en acabado mate Reflectancias en acabado mate Color Reflectancias Blanco 80 - 88 % Muy claro Azul verde 76 % Verde 72 % Crema 80 % Amarillo crema 76 % Azul 70 % Gris 73 % Claro Azul verde 70 % Verde 64 % Crema 70 % Amarillo crema 66 % Azul 55 % Gris 49 % Café 35 % Medio Azul verde 54 % Verde 33 % Crema 44 % Amarillo crema 55 % Azul 22 % Gris 38 % Café 44 % Obscuro Amarillo 50 % Naranja 25 % Gris 25 % Rojo 12 % Café 10 % Azul 8% Verde 7% Fuente: CFE 00F20-44 Tabla 10.6 Fórmulas Distancia Entre luminarias Distancia entre luminares y pared A lo largo del local A lo ancho del local L argo del local No. lumin arias Ancho del local No. lu min arias Distancia entre luminarias a lo largo del local 2 Distancia entre luminarias a lo ancho del local 2 303 304 38 9 Fuente: CFE 00F20-44 35+ 41 8 10 45 7 57 4 52 61 3 48 66 2 5 71 1 6 70 % Pared Techo Piso 0.27 0.3 0.33 0.37 0.40 0.45 0.50 0.53 0.61 0.69 50 % 0.22 0.25 0.28 0.31 0.35 0.39 0.45 0.51 0.58 0.67 30 % 80 % 0.19 0.21 0.24 0.28 0.32 0.36 0.41 0.47 0.55 0.64 10 % 0.33 0.37 0.40 0.43 0.47 0.50 0.55 0.59 0.64 0.69 70 % 0.26 0.29 0.32 0.36 0.40 0.44 0.49 0.54 0.60 0.66 50% 70 0.22 0.24 0.27 0.31 0.35 0.39 0.44 0.50 0.56 0.64 30 % 0.18 0.21 0.24 0.27 0.31 0.33 0.40 0.48 0.54 0.62 10% 0.25 0.28 0.31 0.34 0.38 0.42 0.46 0.51 0.56 0.63 50 % 0.21 0.23 0.26 0.33 0.33 0.37 0.42 0.48 0.54 0.61 30 % 10 % 20 % 0.24 0.27 0.30 0.33 0.36 0.40 0.44 0.48 0.53 0.59 10 % 0.24 0.27 0.30 0.33 0.36 0.40 0.44 0.48 0.53 0.59 50 % 0.20 0.23 0.26 0.29 0.32 0.41 0.41 0.46 0.51 0.58 30 % 30 % 0.18 0.20 0.23 0.26 0.30 0.33 0.38 0.43 0.49 0.56 10 % 0.23 0.23 0.28 0.31 0.55 0.38 0.42 0.66 0.50 0.56 50 % 0.20 0.22 0.25 0.28 0.32 0.33 0.40 0.64 0.49 0.55 30 % 10 % 0.17 0.19 0.22 0.25 0.29 0.32 0.37 0.42 0.47 0.54 10% 0.16 0.18 0.23 0.24 0.27 0.31 0.35 0.60 0.45 0.52 0% 0% Tabla 10.7 Ejemplo de la obtención del coeficiente de utilización por medio de la cavidad del cuarto y las reflectancias efectivas de las cavidades del techo, pared y piso (método de cavidad zonal), para una luminaria determinada Tabla 10.8 Identificación de niveles de iluminación Nivel de iluminación Áreas interiores: I.E.S SMII * a)     Cuartos de bombas y compresores 200 100 b)     Cuarto de equipo telefónico y “carrier” 300 200 c)     Cuartos de control: • Cara vertical de tableros. Sencillo o la sección • Tipo (a): Grandes cuartos de control centralizados desde168 cm sobre el piso 500 - • Tipo (b): Cuartos de control ordinarios, hasta 168 cm sobre el piso 300 - • Cara de la sección de dúplex opuesta al operador 300 - • Área interior del tablero dúplex (pasillo) 100 - • Lado posterior de todos los tableros (vertical) 100 - • Alumbrado de emergencia, todas las áreas 30 - • Escritorios o tableros tipo escritorio (nivel horizontal) 500 - • Iluminación general restante 300 - 200 100 e)      Bodegas f)      Vestíbulo 200 150 g)     Comedor 300 200 h)     Sanitarios (en cualquier sitio de la planta hidroeléctrica o de bombeo) 100 60 300 200 • Cocinas I.E.S. SMII Áreas exteriores a) Accesos o entradas principales 100 b) Accesos o entradas secundarias 50 c) Pasillos 20 d) Cerca o alambrado 2 e) Alumbrado de emergencia 5 *NOTA: La Conagua recomienda que los niveles de iluminación en cuartos de control , cuartos de bombas y compresores sean los recomendados por el IES y cumplir con lo indicado en el Art. 110 de la NOM -001- SEDE tener menores niveles, en cuyo caso se darán los mínimos o un valor intermedio. I.E.S. (lluminating Engineering Society), SMII (Sociedad Mexicana de Ingeniería e Iluminación) Fuente: CFE 00F20-44 305 Tabla 10.9 Cálculo de distancias A lo largo del local A lo ancho del local Entre luminarias 15 = 5 3 6=1 1 Distancia entre luminares y pared 5 = 2.5 2 6=3 2 Tabla 10.10 Niveles de iluminancia mínima Tipo de lugar: (Lux) Frente de tableros de control con instrumentos, diversos e interruptores, etc. 270 Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros “dúplex” 55 Pupitres de distribución o de trabajo 270 Cuarto de baterías 110 Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso) 55 Alumbrado de emergencia, en cualquier área 11 Áreas de maniobra 160 Áreas de tránsito de personal y vehículos 110 General 22 Nota: también llamada luminosidad o iluminación Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 10.11 Cálculo de coeficiente de utilización Punto crítico Ángulos Verticales M OPM = tan 1 ^ 10 h = 45c A OPA = tan 1 ^ TP h = 63 . 43c M OA = OPA - OPM = 18 . 43c Punto critico Ángulos horizontales B C = 41 . 81c BPA = tan -1 92220 . 36 C C = 54 . 73c CPM = tan -1 91420 . 41 D C = 63 . 43c DPO = tan -1 920 10 306 11 A r r eglos f í sicos 11.1. I n t roduc c ión La ubicación de la subestación eléctrica debe ser El presente capítulo proporciona al proyectista, al límite frontal de la propiedad y en la planta una serie de conceptos, criterios y dibujos de baja cuando se trate de edificios, y se tratará de proyecto, con los detalles necesarios para con- que sea lo más próximo al centro de control de figurar físicamente los arreglos usados común- motores o tablero de distribución. mente en la instalación de un sistema eléctrico. Las dimensiones de los equipos indicados en el 11. 2 . A r r egl o s de c onj u n t o 2 7 proyecto serán aproximadas y deberán sujetarse para su aplicación a un proyecto específico una vez que se tengan los planos del fabricante. Para la realización del arreglo de conjunto deberán considerarse las características construc- En las acometidas aéreas, la estructura anterior a tivas del equipo, las características de superficie la subestación, deberá ser de remate para evitar y aspecto de la instalación con respecto al me- transmitir tensiones mecánicas a la estructura dio circundante, así como las características de de la subestación o como lo indique la NOM- suministro; ya que todos estos factores tendrán 001-SEDE. repercusión en el costo. El equipo de medición podrá ser ubicado en alta Al configurar el arreglo de conjunto de un siste- o baja tensión, para lo cual se debe prever el es- ma eléctrico se deben considerar las siguientes pacio y preparación necesaria. recomendaciones: La subestación eléctrica debe tener un adecuado El servicio eléctrico se proporcionará siem- sistema de tierras según lo indicado en el capí- pre al límite de la propiedad. Los medidores tulo de “Sistemas de tierras y pararrayos”. de la compañía suministradora deben ubicarse de ser posible al límite de la propie- Cuando se trate de subestaciones compactas debe- dad, con acceso y espacio adecuado y lo más rá definirse el tipo de arreglo (izquierda-derecha o próximo a los TC’s. derecha-izquierda) dependiendo de la llegada de 27 Fuente: NOM-001-SEDE 307 la acometida, para la adecuada ubicación de regis- Los tipos de subestaciones que pueden considerar- tros, cuando éstos se requieran. Es recomendable se de acuerdo al diagrama de conexiones son: aunque no limitativo el uso de tableros de distribución tipo Metal-Clad para media tensión. • Subestaciones tipo interior: se diseñan y construyen para operar en el interior de Cuando se tengan varios motores con capaci- gabinetes, locales y cualquier otro medio dad considerable, se deberán emplear centros que aísle sus equipos de las condiciones de control de motores. atmosféricas. Generalmente son utilizadas al inicio de los sistemas eléctricos en las Al ubicar un tablero se tratará de que sea lo más próximo posible a los equipos a alimentar. industrias • Subestaciones tipo intemperie: se diseñan y construyen con materiales capaces de En general, la tubería conduit, los bancos de soportar el funcionamiento bajo condi- ductos y registros de inspección deberán de ciones atmosféricas adversas, como lluvia, sujetarse a lo especificado en el capítulo 4 de viento, etc. Son utilizadas generalmente en “Canalizaciones”. la transmisión, subtransmisión y distribución de la energía 11.3. Subestaciones eléctricas28 11.3.2. Características del diagrama de conexiones 11.3.1. Consideraciones generales El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación, no sólo porque define la cantidad de equipo que debe Las características generales que deben satis- utilizarse, sino también porque condiciona la ex- facerse para realizar un diagrama de conexio- tensión ocupada por la subestación. nes determinado, dependen de: 1. El diagrama de conexiones adoptado 2. La tensión nominal de la instalación 11.3.3. Características normativas 3. La intensidad de corriente máxima que puede circular por las distintas partes Todas las partes vivas que operen a una tensión conductoras de la instalación en condi- mayor de 150 volts a tierra sin recubrimiento ciones de operación continua (a poten- aislante adecuado, deben protegerse de acuer- cia máxima) do a su tensión contra el contacto accidental de 4. El valor máximo de la corriente de cortocircuito personas, localizando las partes vivas respecto a los sitios donde puedan circular o trabajar per- 5. La seguridad para el personal de operación y de mantenimiento sonas, ya sea que se usen resguardos especiales o bien localizando las partes vivas a una altura y con una separación horizontal igual o mayor 28 Fuente: NOM-001-SEDE, CFE- 08TR08 -AC0, CFE 08TR09-AC0 y CFE- J6200-03. 308 11.3.3.3. Espacio para trabajar que las indicadas en la Tabla 11.1 o como lo indique la NOM-001-SEDE. Alrededor del equipo debe dejarse espacio libre suficiente para su correcta operación y su mante- 11.3.3.1. Tipo de resguardo a partes vivas nimiento. Debe preverse también, espacio necesario para la operación con pértiga del equipo que Existen dos formas de resguardar las partes vivas: lo requiera, así como para el tránsito eventual del equipo voluminoso, etc. En subestaciones tipo • • Por su separación: de acuerdo a lo indi- interior se recomienda que el espacio libre para cado en la Tabla 11.1, distancia mínima operación y mantenimiento tenga un ancho mí- Por el encierro en un local, donde to- nimo, en el frente del equipo principal (transfor- das las entradas, pasillos, escaleras, etc., madores, tableros o interruptores) de 1.50 m, y que constituyan acceso a dichos lugares en la parte posterior del mismo equipo de 1.30 estén cerrados con llave o tengan aviso m, pero en cualquier caso debe conservarse la de peligro y sean accesibles solamente a distancia de protección a partes vivas. personas autorizadas. Se pueden emplear otros tipos de resguardos como son las Se recomienda que durante los trabajos de man- defensas, las cuales están constituidas tenimiento, las áreas destinadas a efectuar esos por cercas perimetrales u otras estruc- trabajos sean marcadas por medio de una cerca turas rígidas de diversos tipos, sólidas o o barandales ligeros o bien por medio de ban- con malla metálica que cubra todo el es- deras claramente visibles, colocadas a manera pacio que se requiere resguardar. de evitar que personas no autorizadas penetren inadvertidamente en esa zona. 11.3.3.2. Distancia mínima entre fases y de fase a tierra para conductores 11.3.4. Tipos de acometida La distancia entre fases y la de fase a tierra depende de la tensión de aguante al impulso (NBI), El tipo de acometida influye en la disposición la selección de ésta depende de la tensión nomi- del arreglo físico, ya que deberá de preverse el nal del sistema, de las condiciones atmosféricas espacio y preparación necesaria para mayor in- del lugar, de la contaminación y de las caracte- formación ver NOM-001-SEDE. rísticas del equipo de protección utilizado. La acometida de una subestación puede ser aérea o subterránea. En la Tabla 11.2 se muestran las separaciones mínimas entre fases y de fase a tierra de partes vivas en conductores desnudos para los diferen- La acometida aérea, es la parte de los conductores tes niveles de tensión. de una línea aérea de servicio, comprendida des- 309 de la línea o equipos inmediatos del sistema ge- sición más conveniente de los equipos, optimi- neral de abastecimiento, hasta el primer punto de zando varios arreglos posibles mostrando los di- sujeción de conductores en la propiedad servida. ferentes acomodos del equipo que logren reducir al máximo la superficie del terreno utilizado, de Libramiento vertical para conductores de acome- acuerdo al tipo de subestación seleccionada. tida aérea. Los conductores de acometida aérea de hasta 600 volts, deben cumplir la siguiente distan- 11.3.5.1. Subestaciones rurales cia mínima desde el nivel de piso terminado: • • 4.5 metros en las zonas de 3.70 metros, Se construyen en general con materiales emplea- cuando la tensión sea superior a 300 dos en líneas de distribución, como son los pos- volts a tierra tes de concreto, aisladores y herrajes. Común- 5.5 metros sobre la vía pública, calles o mente son empleados cuatro arreglos básicos: avenidas, zonas de estacionamiento con tráfico de vehículos de carga, vialidad en • Tipo poste: Con un poste, este arreglo zonas no residenciales y otras áreas atra- se muestra en la Tabla 11.3 e Ilustración vesadas por vehículos, tales como sem- 11.4 bradíos, bosques, huertos o pastizales • Con dos postes: Este arreglo se muestra en la Tabla 11.4 e Ilustración 11.5 La acometida subterránea, es la parte de los • se muestra en la Ilustración 11.6 conductores de la línea subterránea de servicio, comprendida desde las líneas o equipos inme- Tipo pedestal: Con un poste, este arreglo • Con cuatro postes: Este arreglo se mues- diatos del sistema general de abastecimiento, tra en la Ilustración 11.7 e Ilustración hasta el límite de la propiedad servida. 11.8 Este tipo de acometidas podrá incluir el servicio En ambos casos el tipo y la carga máxima de de medición en alta o baja tensión. En la Ilustra- los postes se determina de acuerdo con la Tabla ción 11.2 e Ilustración 11.3 se muestran las aco- 11.5. metidas más usadas como guía general, aunque se recomienda verificar estos datos con la compañía En caso de instalarse más de un transformador suministradora para un proyecto en específico. se debe sumar el peso de los transformadores y comparar con la carga límite del poste. Los pesos aproximados se deben de consultar con las 11.3.5. Características específicas de arreglos físicos especificaciones del fabricante Ya que el dimensionamiento y arreglo de una subestación depende también del lado en que Para la determinación de las características es- se encuentre el equipo de medición, este punto pecíficas de los arreglos físicos, será necesario deberá ser considerado para su aplicación en un efectuar diversos tanteos para determinar la po- proyecto específico, como los mostrados en la 310 Ilustración 11.2 e Ilustración 11.3 en donde las la subestación podrá ser diseñada, con estruc- disposiciones generales y particulares aplicables tura metálica en marco, construida de fierro a la Ilustración 11.2 son las siguientes: estructural, armada en celosía, en la que se remata la línea aérea de alta tensión, tal y como se a) El servicio se proporcionará siempre al muestra en la Ilustración 11.9 límite de la propiedad con el gabinete de medidores dando el frente a la calle sin 11.3.5.2. Subestaciones compactas impedimento físico para tener acceso en forma permanente b) La propiedad debe estar marcada con Las subestaciones compactas son alojadas en el No. oficial que proporciona Obras gabinetes de lámina de acero rolado en frío, au- Públicas tosoportadas y con secciones atornillables para c) El equipo compacto de medición queda posibles ampliaciones. Se aplican principalmen- instalado en el poste del usuario, el cual te donde no se dispone de mucho espacio y éstas estará al límite de la propiedad pueden ser para servicio interior o intemperie. d) El entubado del equipo compacto de medición hasta el gabinete de medidores Las subestaciones compactas tipo interior se fa- debe ser continuo sin existir registros. brican únicamente para operar en áreas libres de polvo, humedad, gases, lluvias, etc. e) Deben utilizarse materiales normalizados y que no estén rechazados por el la- Las subestaciones tipo intemperie o exterior es- boratorio de la C.F.E. f) Los apartarrayos y cortacircuitos fusibles tán diseñadas para operar en condiciones am- se instalarán en el poste receptor de la bientales; su tipo de construcción es más robus- acometida. ta ya que en su diseño se emplea más lámina y empaques para protección física de sus componentes contra las condiciones ambientales. Para la Ilustración 11.3 considere las mismas disposiciones generales indicadas en los incisos a, b y e y las siguientes disposiciones particula- Básicamente una subestación compacta se com- res: pone de los siguientes gabinetes: • El entubado desde la garganta del transformador Gabinete de medición: En él se recibe hasta el gabinete de medidores debe ser conti- la acometida en A.T. y el equipo de me- nuo sin existir registros. dición de la compañía suministradora. Consta de un gabinete blindado con di- La distancia máxima entre el transformador y el mensiones adecuadas según el nivel de gabinete de medidores será de 5 metros. tensión • Gabinete de cuchillas de paso y prueba: El interruptor general de servicio debe instalar- Consiste de un gabinete blindado con di- se a 1 metro máximo del gabinete de medido- mensiones y equipo adecuado según el res. Si la calidad del servicio y la capacidad del valor de tensión. El objetivo de esta sec- transformador lo requieren, la construcción de ción es aislar eléctricamente la subesta- 311 • ción para efectos de mantenimiento el grado requerido de confiabilidad en el servicio Gabinetes de protección: Esta sección con un mínimo de costo. contiene la parte medular de las protecciones de una subestación, como son los Para la determinación del arreglo físico deberán fusibles y apartarrayos. Consta de un ga- considerarse los siguientes puntos: binete blindado con dimensiones y equipo adecuado según el valor de la tensión • • Tableros Gabinete de acoplamiento: Consiste en gabinete blindado con dimensiones y Los arreglos de los tableros pueden ser muy sen- equipo adecuado según el valor de ten- cillos o muy completos, dependiendo de la capa- sión, el cual se dispone para recibir la cidad y cantidad de equipos que serán instalados garganta del transformador en su interior. Los aspectos generales que deben Sección de transformación: Consiste en cumplir son los siguientes: un transformador con niveles adecuados • de utilización Los tableros deben colocarse donde el operador no quede expuesto a daños por la Las subestaciones compactas tienen la flexibilidad proximidad de partes vivas o partes de ma- de poseer diferentes arreglos dependiendo de las quinaria o equipo que esté en movimiento. necesidades del usuario, algunos de los arreglos • próximos más comúnmente usados se muestran en la Ilustración 11.10, Ilustración 11.11 e Ilustración 11.12. No debe haber materiales combustibles • El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse para Existen otros tipos de arreglos específicos como el mostrado en la Ilustración 11.13. almacenar materiales • Debe preverse espacio para trabajar • En los tableros el equipo de interruptores De acuerdo a las necesidades de servicio del debe estar dispuesto de tal forma que los usuario y a los criterios indicados en la Tabla 11.6 medios de control sean fácilmente acce- se podrá determinar el tipo de subestación más sibles al operador adecuada para establecer un arreglo conveniente. • Los instrumentos, relevadores y otros dispositivos que requieran lectura o ajus- 11.4. Di st r i buc ión de f u e r z a 29 te, deben ser colocados de manera que estas labores puedan efectuarse fácilmente desde el espacio dispuesto para trabajar • 11.4.1. Consideraciones generales Debe proporcionarse suficiente iluminación en el frente y atrás del tablero para que pueda ser fácilmente operado y los instrumentos leídos correctamente El arreglo físico del sistema de fuerza varía en • Debe existir una visibilidad del operador función de las cargas conectadas, por lo que desde el lugar del control para cada equi- debe seleccionarse de manera que proporcione po a controlar 29 Fuente: NFR-247 y NRF-078-CFE-2009 312 • Todos los centros de carga deben ubicarse • lo más próximo posible a las cargas Prever la localización de soportes y accesorios de canalizaciones de tal suerte que en caso de mantenimiento el equipo Canalizaciones pueda ser desplazado conservando cierta distancia entre las diferentes partes Los arreglos físicos de las canalizaciones depenSistemas auxiliares den en gran medida de la localización de las cargas y tableros de distribución, así como de los arreglos de conjunto de casa de bombas y cuarto Cuando se instalen equipos auxiliares como las de control. Se recomienda ubicar las trayecto- baterías estacionarias, ya sea níquel-cadmio o rias de las canalizaciones tratando de encontrar plomo ácido, es recomendable que éstas no sean las rutas más cortas. Al seleccionar las rutas y instaladas en cuartos herméticamente cerrados, tipos de canalizaciones se debe tomar en cuenta ya que ambas desprenden hidrógeno al final de la flexibilidad de operación y mantenimiento, la carga. facilidad para aplicaciones futuras y economía. Mientras sea posible la batería se deberá instalar Para determinar el arreglo de las canalizaciones en un lugar seco y fresco, para que las celdas no es necesario recabar la información siguiente: sean afectadas por unidades de calentamiento, como radiadores, luz solar, tubos de vapor, etc. • Información referente de tipo y modelo Por lo que se deberán destinar áreas específicas de equipos: de bombeo, grúas, compre- para la instalación de baterías. sores, etc. Así como equipos auxiliares • • que se requieran alimentar, como son Cuando las baterías se vayan a localizar en es- electroválvulas, torres de oscilación, et- tantes, se debe considerar la facilidad de acceso cétera a las celdas. La necesidad de ampliaciones o cambios futuros para la trayectoria de las canali- Para cada batería es recomendable utilizar dos zaciones cargadores, uno como sustituto del otro, debién- Desde el punto de vista de la instalación, dose instalar en un cuarto cercano al de las ba- operación y mantenimiento del equipo terías, para protegerlos de los gases que despren- electromecánico, se debe tomar en cuen- den éstas y evitar la posibilidad de una explosión. ta la localización de equipos respecto a • vías de acceso y zonas de maniobra El gabinete que soporta el cargador puede ir sobre Se deberán tener definidas las prepara- el suelo o montado en una pared y podrá tener ciones de la obra civil como son bases, acceso a su interior por cualquiera de sus caras. huecos, acondicionamiento de locales, etcétera, de acuerdo a las trayectorias de Cuando se tenga la necesidad de instalar una los equipos planta de emergencia, deberá considerarse que: 313 • La cimentación del lugar sea capaz de El acoplamiento entre estas secciones y las de soportar el peso de la planta y los es- tamaño estándar se pueden realizar con seccio- fuerzos de vibración. La superficie de nes de transición. instalación debe ser lisa • • • Se debe de considerar un local especial Para CCM de 2 500 y 3 000 A, la altura del para su colocación, con ventilación ade- tablero puede ser mayor, como máximo 305 cuada, ya sea natural o con extractores mm (12 pulg) adicionales, o mayor en fondo (de Se deberán tener espacios suficientes acuerdo al fabricante) dependiendo de las limi- para maniobras de mantenimiento taciones de espacio en el proyecto. En el lugar de instalación no deben existir equipos que se vean afectados Todo el equipo y accesorios expuestos a los es- por vibración fuerzos y efectos de un cortocircuito, deben soportar la corriente de cortocircuito indicada en 11.4.2. Características específicas de tableros la hoja de datos. La estructura de las barras horizontal y vertical debe cumplir como mínimo con los valores nominales de corriente de corto- Las dimensiones de un tablero dependen prin- circuito siguientes: cipalmente del nivel de tensión, cantidad y capacidad de equipos instalados. El diagrama a) 22 000 A - para CCM en 220 V con ca- de conexiones adoptado nos proporciona dicha pacidad de cortocircuito de 22 000 A si- información: métricos b) 25 000 A - Para CCM en 480 V con ca- Centro de control de motores de baja tensión pacidad de cortocircuito de 25 000 A si- (CCM) métricos c) 42 000 A - Para CCM en 480 V con ca- Para CCM con barras colectoras principales de pacidad de cortocircuito de 35 000 ó 42 hasta 2 000 A la altura debe ser de 2 286 mm 000 A simétricos (90 pulg) nominal, sin incluir los canales de anclaje, la altura de éstos no debe ser mayor que 38 Cada sección estándar debe de tener todos los mm (1.5 pulg). El frente (ancho) y el fondo total accesorios y conectores necesarios para formar de una sección estándar debe ser de 508 mm unidades removibles del tipo modular con el ob- (20 pulg) x 508 mm (20 pulg). jeto de que puedan ser desconectadas y conectadas en cualquier espacio libre del CCM. Todos Para las secciones con interruptores electromag- los puntos de conexión de las barras verticales, néticos principales y derivados se acepta sean de con las unidades removibles, deben ser cubier- dimensiones mayores a las normales con res- tos por tapas corredizas automáticas, que operen pecto a las secciones estándar que contienen cuando se inserte o se retire la unidad removible arrancadores e interruptores termomagnéticos. de la estructura o protección que garantice que 314 cuando se retire la unidad removible se evite el que no pueda desactivarse, entre la palanca del contacto con las barras. mecanismo del interruptor y las palancas de inserción de la unidad, para permitir la inserción Las unidades removibles disponibles, deben o el retiro de la misma únicamente cuando la contar con todo el equipo y accesorios de una posición del interruptor esté en la posición de unidad en operación y ser cubiertas con puertas. abierto. Todos los espacios no utilizados deben ser cubiertos por tapas, preparadas para aceptar uni- Barreras: Todas las barras de fuerza y las cone- dades futuras. xiones de uniones se deben aislar de los compartimientos de las unidades y de los ductos para Entrada de cables: La entrada al CCM de los cables. En las alimentaciones al CCM se deben cables de fuerza y control, a menos que se indi- colocar barreras que aíslen las barras de servicio que otro requerimiento normativo debe ser por y sus terminales de los demás elementos. la parte inferior. Debe tener piso de lámina en todas las secciones, de manera independiente Los cubículos deben estar completamente ais- en cada sección y los cables deben poder intro- lados de las barras colectoras principales y de- ducirse sin que se dañen. Debe tener ductos de rivadas por medio de barreras de acero en tres alambrado vertical y horizontal de fácil acceso a lados; arriba, abajo y al fondo, así como barreras cada cubículo desde el frente, aislados de cual- no conductivas en los huecos hacia los ductos de quier parte energizada. cableado de la sección, para minimizar la transferencia de gases ionizados y para contener las Puertas: Cada cubículo que contenga equi- fallas de los equipos sólo a la parte bajo falla, po, debe tener una puerta frontal embisagrada evitando que se extienda a los compartimentos con bloqueos mecánicos que eviten su apertura contiguos. cuando los medios de desconexión estén energizados, pero con opción para que personal es- Cada unidad se debe suministrar con un obtu- pecializado pueda abrirla con seguridad cuando rador que funcione de manera automática fijado el interruptor esté cerrado. La puerta frontal a la estructura, para que se cierren las aberturas embisagrada debe tener una conexión firme a y queden ocultas las barras cuando se extraiga tierra y permitir la instalación de tres candados la unidad removible del CCM, o protección que de fabricación comercial para evitar la energiza- garantice que cuando se retire la unidad removi- ción del equipo en periodo de mantenimiento. ble se evite el contacto con las barras, y que al Debe suministrarse un bloqueo mecánico que insertar la unidad, permitan el paso del ensam- impida al operador poner al dispositivo de des- ble de los conectores para hacer contacto con conexión en la posición de conectado cuando la las barras colectoras. En la estructura vertical puerta de la unidad removible esté abierta, sien- y en el diseño de las unidades se deben propor- do posible para personal autorizado desactivar cionar barreras de material aislante para evitar este bloqueo. Debe suministrarse un bloqueo el contacto con cualquier barra energizada. 315 Barras colectoras principales, derivadas y de Tableros metal-clad tierras: El uso de estos tableros es recomendable más Deben ser de cobre electrolítico de alta con- no limitativo. Los gabinetes se suministran ductividad con aristas redondeadas y dimen- en secciones verticales estándar de 2286 mm siones apropiadas para llevar continuamente (90”) de altura, 762 mm (30”) de ancho, cada la corriente nominal. Para CCM de corriente equipo ocupa un espacio básico con una altura nominal de hasta 2 000 A, la densidad de co- de acuerdo a la siguiente relación: rriente debe ser de 1.24 A/mm² (800 A/pulg²) y no se debe exceder una elevación de tempera- • Espacio ocupado por arrancador: 762 tura máxima de 65°C sobre 40°C de ambiente. mm (30”). Nota: Se puede agrupar tres Para CCM de corriente nominal de 2 500 A y arrancadores en un gabinete estándar 3 000 A, no se debe exceder una elevación de temperatura máxima de 65 °C sobre 40 °C de ambiente. • Espacio ocupado por arrancador: 2,286 mm + 762 mm (90” + 30”). Nota: Se agrupa un arrancador en dos gabinetes Todas las conexiones en las barras deben ser estándar; los contactores y el autotrans- fijadas con tornillos de acero inoxidable, de formador ocupan una sección comple- cabeza hexagonal y rondanas planas y de pre- ta (762 mm cada uno) y el equipo de sión. No deben contener cadmio de acuerdo a control y auxiliar una tercera parte del la directiva RoHs (Restriction of use of certain otro gabinete (762 mm). Hazardous Substances). En la Ilustración 11.14 se muestra un arreglo tíPlaca de datos: El CCM debe tener una iden- pico de distribución de fuerza considerando al- tificación general con una placa de acero gunos de los sistemas auxiliares. inoxidable o de aluminio anodizado grabada, localizada en lugar visible, fijada de manera permanente (no con adhesivos) con los datos 11.4.3. Compresores principales siguientes: Las instalaciones eléctricas que requiera este a) Fabricante sistema, deben apegarse a lo establecido en la b) Tipo de equipo norma NOM-001-SEDE: c) Número de serie a) Tablero de control e indicación d) Orden de taller e) Tensión nominal El tablero de control debe contar con un f) Corriente nominal selector de operación de los compresores g) Corriente de cortocircuito manual/automática, con indicadores lu- h) Año de fabricación minosos de operación, tensión, sobrecar- i) Servicio clase NEMA ga, alta temperatura, nivel bajo de aceite. 316 Se debe suministrar un interruptor termomagnético d) Terminales general al circuito de • Las terminales de los conductores fuerza de cada compresor instalado en deben ser tipo ojo o anillo y sujetarse el tablero de fuerza de cada compresor a las tablillas terminales por medio instalado en el tablero de servicios gene- de tornillos rales. • b) Cables y tubería de protección de los ca- Las terminales deben ser agrupadas en secciones independientes a cir- bles cuitos de fuerza, control, medición y Los conductores y accesorios que se uti- de señalización lizan en el alambrado deben cumplir con lo indicado a continuación: • • • e) Motores El área de la sección transversal de El diseño, fabricación, funcionamiento los conductores utilizados, deben ser deben estar de acuerdo con lo especifica- la adecuada para cada aplicación do en las normas NMX-J-075/1-ANCE No debe de efectuarse ningún em- y NMX-J-075/3-ANCE. palme de cable en el gabinete de con- La Ilustración 11.1, se muestra es ima- trol o en las tuberías conduit gen de compresor en una planta de trata- Los conductores, dependiendo de miento su utilización deben cumplir con la Ilustración 11.1 Compresor de planta de tratamiento normas vigentes c) Alambrado y control de fuerza El alambrado de control y de fuerza entre los diversos aparatos debe ser atendiendo a los siguientes requisitos: • El alambrado debe ser tal que, puedan ser removidos sin causar problemas en el alambrado • La ruta del cableado, debe ser ordenada y no obstaculizar la apertura de puertas, cubiertas, revisión del equipo 317 11.4.4. Sistemas auxiliares Los locales de instalación donde se ubiquen plantas de emergencia deberán cumplir con lo indicado en Los sistemas auxiliares comprenden el conjunto la parte de sistemas auxiliares. Las dimensiones de de instalaciones formadas por las fuente de ali- éstos serán aproximadas y deberán sujetarse para mentación de corriente directa y de corriente al- su aplicación a un proyecto específico una vez que terna, de baja tensión, utilizados para energizar se tengan los planos del fabricante, los sistemas de control, protección, señalización y alumbrado. Normalmente se utilizan en caso Cuando la planta de emergencia se instale en de falla en el suministro de energía en equipos local cerrado, dicho local deberá contar con de vital importancia, por lo cual dependiendo de suficiente ventilación mediante extractores de la importancia del sistema podrán ser utilizados aire. En dichos locales se deberá mantener la o bien considerados en etapas futuras de un pro- distancia mínima posible de la planta al muro, yecto, ya que éstos influirán en el dimensiona- considerando la capacidad de la planta, las di- miento del arreglo físico y costo del proyecto, mensiones de la misma y los espacios mínimos como lo muestra la Ilustración 11.14, en el caso para maniobras y mantenimiento. de que estos servicios se requieran. Algunos equipos en la instalación de las plantas Aunque los bancos de baterías y cargadores de eléctricas como son los cuartos de sopladores se baterías ocupan un espacio relativamente pe- deben de diseñar considerando el ruido que gene- queño, deben ser considerados en el dimensio- ran ver Ilustración 11.15, en la Ilustración 11.16 se namiento del arreglo físico, ya que requieren de muestra una subestación SF6. Para los tanques de sitios especiales para su instalación según lo in- combustible considere las dimensiones específicas dicado en sistemas auxiliares. de fabricantes en la Ilustración 11.17 se ejemplifica. 318 Carga 1.00 m 0.20 m Ilustración 11.2 Medición en alta tensión para acometida área en 3.5 kV conexión delta 3 5 2 6 11 7 1.50 m 6 8 Estructura de canal de aluminio 10 1 9 4 1.80 m 14 13 9 Lista de equipos y materiales (*). 1.- Equipo de medición con transformadores de instrumentos separados de la capacidad requerida y voltaje adecuado. 2.- Estribos y conectores de línea viva. 3.- Cruceta C$T y aisladores. 4.- Alambre de cobre No. 4 AWG. 5.- Apartararayos de óxido de zinv de 30 kV, clase intermedia, de 5 kA en valor cresta de impulso. 6.- Cortacircuito fusible de potencia de la capacidad que se requiera según la carga. 7.- Poste de concreto de 12-600 m. 8.- Reducción, contratuerca y monitor según se requiera. 9.- Varilla Copperweld de 3 m con conector. 10.- Tubo conduit de 38 mm de diámetro, codos y contratuercas de igual medida. 11.- Tubo flexible con forro plástico de 38 mm llevado reducción a 19 mm para conexión a la tablilla de pruebas del ECM 12.- Tubo de 19 mm para la bajada a tierra con contratuerca. 13.- Fleje inoxidable de 16mm. 14.- Gabinete metálico para medidores de acuerdo a la norma MG-04 319 Límite de 12 propiedad Notas (*) Equipo que el usuario instalará por su cuenta 1.- La C.F.E. instalará por su cuenta: - Medidores polifásicos de kWh-kW y de kVAr - Transformadores de corriente tipo dona los cuales se deben ubicar dentro del gabinete de baja tensión del transformador - Sellos de plástico tipo candado Ilustración 11.3 Medición en baja tensión con TC´s, con subestación tipo Pedestal, hasta 199 kW X3 X2 X1 X0 I 1.70 m G A E D H J C B A la carga F K X3 X2 X1 X0 I G Detalle de colocación de los TC’s en el transformador L de la subestimación compacta A D Banqueta (calle) J C Lista de equipos y materiales (*). A) Subestación tipo pedestal. B) Acomedida de alta tensión de acuerdo a normas de C.F.E. C) Registro de acuerdo a norma de C.F.E. D) Porta sellos para sellar las puertas de AT y BT del transformador E) Monitor de 38 mm de diámetro. F) Tubería conduit galvanizada pared gruesa con diámetro de 38 mm. G) Gabinete de lámina galvanizada cal. 16 de 90x55x30 según norma No. MG-04. H) Juego de contra y monitor de 38 mm de diámetro. I) Muro o murete con techo de 1.20 x 1.80 m. J) Alambre de cobre desnudo No. 4 AWG. K) Varilla Copperweld de 13 mm x3 mm con conector. L) Tabla triplay de 19 mm (3/4”) de 90x85 con pintura esmalte color azul eléctrico en todos sus lados. 320 K Notas (*) Equipo que el usuario instalará por su cuenta 1.- La C.F.E. instalará por su cuenta: - Medidores polifásicos de kWh-kW y de kVAr - Transformadores de corriente tipo dona los cuales se deben ubicar dentro del gabinete de baja tensión del transformador - Sellos de plástico tipo candado Ilustración 11.4 Subestación tipo poste (un poste) E007 20 18 19 7 8 9 E003 Dx 4 5 6 16 13 1112 10 Dx 22 20 15 23 E005 x0 x1 x2 x3 14 1 2 3 17 21 E004 Ver sección 10, para el detalle de la Baja Tensión H1 X0 Distancia KV 13 23 33 D1 D2 80 120 90 130 100 140 H2 A B C H3 X1 X X3 2 127V 127V 127V 220V 220V Acotaciones en centímetros 724 Diagrama de conexiones Fuente: CFE- 08TR08 -AC0 321 220V n a b c Ilustración 11.5 Subestación tipo poste (dos postes) 16 24 23 26 13 14 15 25 20 7 8 9 E003 17 80 27 28 E007 18 4 5 6 12 29 200 30 1 2 3 E004 21 21 22 10 11 30 180 AL MOTOR 150 150 Fuente: CFE 08TR09-AC0 322 Ilustración 11.6 Subestación tipo pedestal Pefil de equípo de medición de C.F.E. D3 1.600 D1 6 3 140 2 NPT D4 6 3 Frente 5 Equípo de medición de C.F.E. 4 1 1.600 TC’s D2 1 7 D5 Registro Al CCM Diagrama unifiliar Distancia mínima cm kV D1 D2 D3 13 23 33 80 90 100 270 280 290 16 26 33 D4 31 38 46 D5 110 150 150 323 Lista de equipos y materiales 1.- Transformador 2.- Apartarrayos 3.- Cortacircuito fusible 4.- Poste 5.- Cruceta 6.- Cable desnudo (AT) 7.- Cable aislado (BT) Ilustración 11.7 Planta de subestación tipo pedestal (cuatro postes) Planta 1 5 3 Área disponible para trato futuro 6 1 7 2 4 D3 D4 D4 Distancia mínima cm kV 13 23 33 D1 80 90 100 D5 Lista de equipos y materiales D2 D3 D4 D5 270 280 290 16 26 33 31 38 46 110 150 150 Nota: Estas distancias podrán ser adecuadas pero en ningún caso menores a las indicadas 324 1.- Transformador 2.- Apartarrayos 3.- Cortacircuito fusible 4.- Poste 5.- Cruceta 6.- Cable desnudo (AT) 7.- Equipo de medición Ilustración 11.8 Elevación de subestación tipo pedestal (cuatro postes), para las distancias D1, D2, D3 y D4 ver Ilustración 9.6 D3 D4 D4 8 D1 4 5 2 140 8 3 1 D2 7 2/0 1 A sistema de tierras D5 Lista de equipos y materiales. 1.- Transformador. 2.- Apartarrayos 3.- Cortacircuito fusible. 4.- Poste. 5.- Cruceta. 6.- Cable desnudo (AT). 7.- Equipo de medición. 8.- Pararrayos. Diagrama unifilar Medición 325 Ilustración 11.9 Subestación intemperie en estructura metálica Protección con interruptor de potencia Tensión primaria de 15 - 34-5 kV kV 14.4 23.0 34.5 A 5.50 6.25 7.00 B 3.60 5.20 5.20 C 1.80 1.90 2.10 Acotaciones en metros 5 5 2 2 3 3 A 6 2 6 4 4 1 Sin escala B c 8 8 Lista de equipos y materiales 1.- Transformador 2.- Apartarrayos 3.- Cuchillas desconectadoras 4.- Interruptor de potencia 5.- Aislador de tensión 6.- Varilla de cobre o aluminio 7.- Estructura metálica construida en acero estructural 8.- Varilla Copperweld Diagrama unifilar. 326 Ilustración 11.10 Arreglo básico de subestación compacta, con acometida subterránea E M B A C 2 1 D 3 4 5 F Lista de equipos y materiales 15 kV 23 kV 34 kV Dimensiones (mm) Serv. Int. Serv. Ext. Serv. Int. Serv. Ext. Serv. Int. Serv. Ext. A B C D E F 1500 1500 1150 400 2000 1200 1500 1500 1150 400 2100 1300 1500 1500 1150 500 2300 1400 1500 1500 1150 500 2400 1500 2000 2100 1850 700 2900 2000 2000 2100 1850 700 3100 2000 1.- Sección de medición 2.- Sección de cuchillas desconectadoras 3.- Sección de cortacircuitos 4.- Sección de acoplamiento 5.- Transformador. Nota: Todas las dimensiones son aproximadas y sin escala por lo que deben de consultarse con el fabricante 327 Ilustración 11.11 Subestación compacta sin cuchillas, dos secciones y acoplamiento a transformador D M 1m B A 1.3 m C 2 1 3 4 E 1.5 m Frente 15kV Dimensiones (mm) Serv. Int. Serv. Ext. A B C D E 1500 1150 400 2000 1200 1500 1150 400 2100 1300 34.5kV 25kV Serv. Serv. Int. Ext. 1500 1150 500 2500 1400 1500 1150 500 2400 1500 Serv. Int. Serv. Ext. 1500 1800 700 2900 2000 2000 1800 700 3100 2000 Nota: Todas las dimensiones son aproximadas y sin escala por lo que deben de consultarse con el fabricante. 328 Lista de equipos y materiales 1.-Selección mediación 2.-Selección de cortacircuito 3.-Slección de acoplamiento 5.-Transformador Ilustración 11.12 Subestación compacta tipo exterior, arreglo radial simple D M B A C 2 1 3 4 4 D 15kV Dimensiones (mm) Serv. Int 1500 A ist 1. 2. 3. 4. 34.5kV Serv. Int Serv. Ext. 1500 1500 1300 1150 1150 1 00 1 00 1150 1 00 1 00 2 00 3100 B 1150 1150 C 1150 1150 D 200 2100 2300 2400 E 1200 1300 1400 1500 ee i os m Se i n e ometi Se i n e ote r i Se i n e ote r i r ns orm or ot o or 25kV Serv. Ext. s o s e teri n n me 1 2 1150 Serv. Int 2000 2000 Serv. Ext. 2000 2000 es i i n imensiones son oxim r e en ons e t rseon e s 329 sin es ri nte. Ilustración 11.13 Arreglo para un equipo de bombeo Acometida aérea 1 4 3 2 Lista de equipos 1.- Gabinete de protección, interruptor de potencia 2.- Tranformador 3.- Tablero en baja tensión 4.- Bomba vertical Diagrama unifilar M 330 Ilustración 11.14 Arreglo típico de distribución de fuerza “A” Cuarto de baterías Trincheras Tableros Tableros Cargador de baterías “A” 45 45 N.P.T. Frente de los tableros 43 228 45 45 5 Caseta tipo Elevación 331 “A-A” Ilustración 11.15 Cuarto de sopladores 332 Ilustración 11.16 Subestación SF6 333 Ilustración 11.17 Dimensiones de tanques de combustible para plantas de emergencia B Z Y Tapón Altura total C D Patas de acero F Z’ Y’ A F E Vista Z-Z’ Vista Y-Y’ Tanque de combustible 3” 3” 2.5” 2.5” 2.5” 2” 2” 1.5” 1.5” Ángulo de la plata 9 8 7 6 5 4 3 2 1 No. 2 500 lts 2 000 lts 1 500 lts 1 200 lts 1 000 lts 800 lts 600 lts 400 lts 200 lts 12 12 12 12 12 13 13 13 14 Lám. Capacidad Cal 2 430 2 400 2 008 1 820 1 742 1 220 1 103 1 117 1 200 2 840 2 500 2 100 1 978 1 898 1 370 1 260 1 256 1 300 970 970 970 970 860 820 770 680 475 1 120 1 110 1 105 1 100 1 050 1 031 1 030 950 740 434 423 418 410 408 810 730 680 455 1 708 1 708 1 706 1 705 1 550 1 641 1 570 1 485 1 200 A B C D E F 334 Nota: Todas las dimensiones son aproximadas y sin escala por lo que debe de consultarse con el fabricante Acotaciones en milímetros Tabla 11.1 Distancia mínima del espacio de trabajo en una instalación eléctrica Distancia mínima (metros) Tensión a tierra (volts) Condición 1 Condición 2 Condición 3 601-2,500 0.90 1.2 1.5 2 501-9 000 1.20 1.5 1.8 9 001-25 000 1.50 1.8 2.8 25 001-75 kV 1.80 2.5 3 2.50 3.0 3.7 más de 75 kV Donde las condiciones son las siguientes: 1. Partes vivas expuestas en un lado y no activas o conectadas a tierra en el otro lado del espacio de trabajo o partes vivas expuestas a ambos lados protegidas eficazmente por materiales aislantes. 2. Partes vivas expuestas en un lado del espacio de trabajo y partes conectadas a tierra en el otro lado del espacio de trabajo. Las paredes de concreto, tabique o azulejo se consideran superficies conectadas a tierra. 3. Partes vivas expuestas en ambos lados del espacio de trabajo. Fuente: NOM-001-SEDE Tabla 11.2 Espacio mínimo de seguridad de las partes vivas Valor nominal de tensión (kV) 2.40 - 4.16 7.2 13.8 14.4 23 34.5 46 69 115 138 161 230 Nivel Básico de impulso, BIL (kV) Interiores 60 75 95 110 125 150 200 - Exteriores 95 95 110 110 150 150 200 200 250 250 350 550 550 650 650 750 750 900 1 050 Distancia mínima de seguridad de las partes vivas Fase a fase Interiores 11.5 14 19.5 23 27 32 46 - Fase a tierra Exterior Interiores Centímetros 18 80 18 105 30.5 130 30.5 170 38.5 190 38.5 245 46 335 46 53.5 53.5 79 135 135 160.5 160.5 183 183 226.5 267 - Exteriores 15.5 15.5 18 18 25.5 25.5 33.5 33.5 43.5 43.5 63.5 107 107 127 127 147.5 147.5 180.5 211 Los valores dados corresponden a las distancias mínimas de seguridad para partes rígidas y conductores desnudos en condiciones de servicio favorables. Estas distancias se deben aumentar para condiciones de movimiento de los conductores o bajo condiciones de servicio desfavorables, o cuando las limitaciones de espacio lo permitan. La selección de la tensión de impulso no disruptivo asociado para una tensión del sistema particular, se determina por las características del equipo de protección contra sobretensiones. Fuente: NOM-001-SEDE 335 Tabla 11.3 Especificación de equipo de subestación tipo poste (un poste) Modulo de materiales Ref. Cantidad Especificación o NRF CFE Unidad 1 NRF-025 Pz Transformador D3-*-13200-220Y/127 2 NRF-025 Pz Transformador D3-*-23000-220Y/127 3 NRF-025 Pz Transformador D3-*-33000-220Y/127 No. Descripción corta 4 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-15-100–110 5 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-27-100- 125 6 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-38 -100- 150 13 kV 23 kV 33 kV 1 1 1 3 3 3 7 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM -10 8 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM-18 3 9 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM- 27 10 5GE00-01 Pz Eslabón Fusible 3 3 1 1 3 3 3 11 2C900-93 Pz Cruceta PT200 12 2C900-93 Pz Cruceta PT250 13 2A100-05 Pz Abrazadera UC 1 1 1 14 2A100-05 Pz Abrazadera UL 1 1 1 15 2S300-46 Pz Soporte CV1 1 1 1 1 16 2A600-11 Pz Placa 1PC 4 4 4 17 67B00-04 Pz Tornillo 16 x 63 2 2 2 18 Sin Referencia Pz Estribo 3 3 3 19 2D100-27 20 Pz Conectador para línea viva 3 3 3 Pz Conectador 2 2 2 21 E0000-03 m Cable de cobre CF 12 12 12 22 E0000-32 Kg Alambre Cu 4 2 2 2 Bajante de tierra 1 1 1 23 Lote Fuente CFE- 08TR08 -AC0 336 Tabla 11.4 Subestación tipo dos poste (para bombeo agrícola) Modulo de materiales Ref. Especificación o NRF CFE Unidad 1 Sin referencia Pz 2 Sin referencia 3 Descripción corta Cantidad 13 kV 23 kV 33 kV Transformador trifásico en 13,2 kV-*(4) 1 - - Pz Transformador trifásico en 23 kV-*(4) - 1 - Sin referencia Pz Transformador trifásico en 33 kV-*(4) - - 1 4 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-15-100-110 (2)(4) 3 - - 5 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-27-100-150 (2)(4) - 3 - 6 V4100-03 Pz Cortacircuito fusible CCF-38-100-200 (2)(4) - - 3 7 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM - 10 (3) (4) 3 - - 8 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM-18 (3) (4) - 3 - 9 VA400-43 Pz Apartarrayo ADOM- 27 (3) (4) - - 3 10 J6200-03 Pz Poste de concreto PCR-12-750 (5) 1 1 1 11 J6200-03 Pz Poste de concreto PC-7-500 (5) 1 1 1 12 5GE00-01 Pz Eslabón fusible 3 3 3 13 NRF-005 Pz Aislador 13SHL45N (1) 3 - - 14 NRF-005 Pz Aislador 23SHL45N (1) - 3 - 15 NRF-005 Pz Aislador 34SHL45N (1) - - 3 16 2C900-93 Pz Cruceta PR 200 (4) 2 2 2 17 2C900-93 Pz Cruceta PT 200 (4) 1 1 1 18 2A100-05 Pz Abrazadera UC 1 1 1 19 2A100-05 Pz Abrazadera UL 1 1 1 20 2A100-06 Pz Abrazadera 2UH 2 2 2 21 2A100-06 Pz Abrazadera 3UH 2 2 2 22 Sin referencia Pz Parrilla 2P 1 1 1 23 2M300-37 Pz Moldura RE 1 1 1 24 20100-38 Pz Ojo RE 2 2 2 25 2C500-68 Pz Grapa remate 3 3 3 26 2P200-49 Pz Perno DR 16 x 357 2 2 2 27 Sin referencia Pz Estribo 3 3 3 28 2D100-27 Pz Conectador para línea viva 3 3 3 29 55000-86 Pz Conectador 2 2 2 Bajante de tierra 2 2 2 No. 30 Lote Notas: 1. En áreas de contaminación utilice 13SHL45C, 23SHL45C o 34SHL45C según corresponda. 2. Seleccionar según la capacidad interruptiva requerida. 3. Para sistemas 3F-3H, se debe consultar al responsable técnico de la zona que corresponda 4. Para Contaminación, se deben seleccionar los cortacircuitos CCF-C, apartarrayos ADOMC, transformador y Crucetas C o Crucetas de Madera. 5. En áreas de contaminación utilice poste de concreto PCR-*C-* de la medida requerida. Fuente: CFE 08TR09-AC0 337 Tabla 11.5 Características nominales de los postes de concreto reforzado Descripción corta Resistencia a la ruptura Dimensiones A B C D (m) E F (mm) Masa aprox. (kg) Clave 40 (N) PCR-6900 6 03 174 264 160 745 8 891 421 J63BCRC3D6 PCR-7500 7 03 174 279 175 745 4 905 533 J63D7RC3D7 PCR7C-500 7 03 174 279 155 545 4 905 569 J637CRC3D7 PCR-9400 9 18 150 285 181 73 3 924 629 J63G4RC3E4 PCR9C-400 9 18 150 285 161 53 3 924 690 J639CRC3E4 PCR-9600 9 18 150 285 181 73 5 886 629 J6309RC3F2 PCR9C-600 9 18 150 285 161 53 5 886 690 J63G7UC3E4 PCR-11500 11 18 150 315 211 73 4 905 835 J63J5RC3F2 PCR11C-500 11 18 150 315 191 53 4 905 922 J6311RC3F2 PCR-11700 11 18 150 315 211 73 6 867 835 J63J9RC3F2 PCR11C-700 11 18 150 315 191 53 6 867 922 J6311CC3F2 PCR-12750 12 18 150 330 226 73 7 848 947 J63MKRC3E8 PCR12C-750 12 18 150 330 206 53 7 357,5 1 049 J6312CC3F7 PCR-121250 12 18 175 355 204 51 12 262,5 1 355 J63MXRC3FG PCR-13600 13 18 150 345 241 73 5 886 1 065 J63N7RC3F9 PCR13C-600 13 18 150 345 221 53 5 886 1 150 J6313CC3F7 PCR-14700 14 18 150 360 256 73 6 867 1 120 J6314EC3G3 PCR-15800 15 18 150 375 271 73 7 848 1 320 J632ARC3FG NOTAS: Abreviaturas en la descripción corta. PCR = Poste de concreto reforzado 6…15 = Longitud en m C = Contaminación (costa y zona industrial) 400… 1 250 = Resistencia a la ruptura. Fuente: CFE- J6200-03 338 Tabla 11.6 Criterios de selección para S.E. compactas y rurales S.E. compacta S.E. rural Ocupa poco espacio Ocupa un espacio mayor No existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador Existe limitación en cuanto a la capacidad y peso del transformador No existe limitación en cuanto al número de transformadores Existe limitación en cuanto al número de transformadores Inversión inicial alta Inversión inicial normal Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas Intercambiabilidad de equipos de diferentes marcas Instalación relativamente complicada Fácil instalación Mejor estética Aspecto rural Flexibilidad para ampliaciones futuras Dificultad para ampliaciones futuras No existe riesgo de contacto accidental con partes vivas Existe riesgo de contacto accidental con partes vivas Mantenimiento relativamente mayor Poco mantenimiento 339 Conc lusion e s Este material brinda al diseñador eléctrico las herramientas básicas para afrontar la responsabilidad de planear una instalación donde intervengan equipos eléctricos tales como tableros, canalizaciones, protecciones, subestaciones eléctricas, transformadores, sistema de tierras e incluso alumbrado. Para poder lograr este objetivo el documento utiliza 11 capítulos donde se trata de abordar diferentes aspectos que son necesarios para realizar el diseño completo de una instalación. Dentro de los capítulos se manejan recomendaciones y tablas de normas tanto nacionales como internacionales a las que se debe de apegar el diseñador ya que es necesario mantener estándares de diseño e instalación para poder realizar modificaciones futuras de manera ordenada y con los mismos criterios a los iniciales. Los capítulos además de abordar teoría y tablas también se centran en los cálculos matemáticos teóricos que sirven de base para la selección tanto de elementos de instalación, como son cables o transformadores, así como elementos de protección como guardamotores o dispositivos termomagnéticos. La comprensión de las fórmulas matemáticas es importantes ya que son la base para poder definir elementos que son importantes dentro de la instalación eléctrica. Este libro trata de dar al diseñador las herramientas básicas para afrontar el proyecto más no significa que sea la única herramienta que el diseñador pueda usar, siempre es recomendable reforzar el desarrollo del proyecto utilizando al menos una bibliografía más para poder estar seguro que la decisión de diseño es la adecuada ya que de no serla esto puede generar incrementos en el costo de planeación y ejecución del mismo. 341 A P robl e m a s Problema 1 Un trasformador subalimentador de 100 kVA, está protegido por un fusible de retardo de tiempo para el servicio principal. El trasformador es usado para reducir en conexión delta trifásica de 480 volts a 120/208 volts de servicio y cuatro hilos, con una carga continua de servicio en el secundario de 200 amps. El dispositivo de protección de sobre corriente es 25 dentro del secundario de los trasformadores. Cuál es el tamaño de lo siguiente: Respuesta Corriente nominal completa en el primario Corriente nominal completa en el secundario Dispositivo de protección de sobrecorriente para el primario Dispositivo de protección de sobrecorriente para el secundario Conductor para el primario (usando aluminio) Conductor para el primario (usando cobre) Conductor para el secundario (usando cobre) Conductor para el secundario (usando aluminio) Puente de unión (usando cobre) Conductor del electrodo de tierra (usando cobre) Conductor del electrodo de tierra (usando aluminio) Problema 2 Cuál es el tamaño del conductor de cobre THW requerido para un alimentador que suministra a una línea de 25 amp, 35 amp y 50 amp de un motor de inducción jaula de ardilla. Respuesta 343 Problema 3 Un capacitor de 7.5 kVA es conectado a tres fase, 460 volts, a un motor de 50 h.p jaula de ardilla con un código de letra "F" y un índice constante de aumento de 40 °C. Cuál es el tamaño del conductor para alimentar el condensador. Respuesta Problema 4 Un motor de 40 h.p tipo jaula de ardilla con conexión trifásica a 480 volts con letra de código B y un aumento de 50°C esta cableado. Encuentra el tamaño de lo siguiente: Respuesta Desconectador (no fundible) Fusible de retardo de tiempo Conductores del circuito derivado Conducto Controlador en h.p Sobrecarga Problema 5 Un motor de 25 h.p tipo jaula de ardilla con conexión trifásica a 230 volts con letra de código A y un factor de servicio de 1.0 esta cableado. Encuentra el tamaño de lo siguiente: Respuesta Conductores del circuito derivado Conducto Cortacircuitos Sobrecarga Controlador en h.p Corriente del motor bloqueado 344 1. Defina el término “acometida” __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 2. Defina el término As Built __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 3. ¿Qué es una charola? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 4. Defina ¿Qué es ingeniería básica? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 5. ¿Qué es una memoria de cálculo? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 6. ¿Qué es un estudio eléctrico o mecánico y en qué consisten? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 7. Defina que son las bases de diseño __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 8. ¿Cómo se clasifica el nivel de tensión de acuerdo a normas? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 345 9. ¿Cuáles son las tensiones eléctricas en baja tensión y mediana tensión usadas en el sector? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 10. Mencione el nombre del arreglo básico (diagrama unifilar) más sencillo; este muestra sola- mente un alimentador primario, un transformador que alimenta un bus, se utiliza donde no es necesario una continuidad del servicio __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 11. Indique el procedimiento que se debe realizar ante la CFE, antes de iniciar un proyecto con objeto de garantizar el suministro de energía. __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 12. ¿Cuál es el procedimiento de cálculo para selección de conductores? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 13. En una instalación eléctrica ¿Cuáles son las condiciones operativas que causan un bajo factor de potencia? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 14. Indique la expresión matemática que se emplea para obtener la corriente nominal de un motor eléctrico __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 15. ¿Cuáles son los principales métodos de arranque de motores? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 346 16. ¿Cuál es el % de caída de tensión permitido en un circuito que alimenta un motor? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 17. Para seleccionar el calibre de un conductor que alimenta un motor ¿Qué factor se aplica a la corriente nominal del equipo? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 18. Indique los tipos de enfriamiento usados en transformadores __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 19. indique la conexión más común empleada en transformadores __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 20. ¿Qué norma recomienda los niveles de iluminación? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 21. ¿Cuál es el medio de identificación de un conductor de puesta tierra según la NOM-001-SEDE? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 22. Defina ¿Qué es un interruptor de alta tensión? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 23. ¿Qué tipo de lámparas se recomienda instalar en oficinas, vestidores, talleres, almacenes, cuartos de control, etc? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 347 24. ¿Qué es un fusible? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 25. ¿Cuándo se presenta una variación de tensión que efecto le provoca al motor? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 26. Calcule el factor de potencia de cualquier mes tomando en cuenta los datos de su factura de CFE __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 27. Calcule el factor de carga de cualquier mes, tomando en consideración la factura de CFE __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 28. Indique que tipo de transformador y que relación en tensión se recomiendan utilizar para ali- mentar los servicios propios de una instalación. __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 29. ¿Qué factores se aplican para seleccionar el conductor de un motor? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 30. ¿Qué tipo de envolvente deberá seleccionarse, para un tablero que será instalado en el exterior y que debe tener protección contra suciedad, lluvia, agua y nieve? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 31. ¿Cómo se identifica un conductor de puesta a tierra los motores? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 348 32. ¿Qué datos se requieren para realizar un estudio de corto circuito y cuál es el método de cálculo más común? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 33. En una instalación eléctrica indique ¿Qué es el estudio de coordinación de protecciones? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 34. ¿Qué es el punto ANSI? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 35. ¿En un estudio de coordinación de protecciones se debe considerar la curva de protección del cable? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 36. La capacidad interruptiva de un fusible en 13.8 en kV depende de: __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 37. ¿Qué objetivo se persigue con el estudio de coordinación de aislamiento? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 38. ¿Cuál es el valor de corto circuito en el secundario de un transformador DE 500 kVA 13.2-0.48 kV el cual tiene una %Z= 5 si la contribución de la red es de 500 MVA? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 349 39. ¿Cuál es la capacidad nominal del fusible del primario de un transformador de 1000 kVA, 3 fases, 13.8 kV? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 40. Calcule el valor del capacitor necesario para tener un FP=70% ATRASADO, alimentado por una fuente de 120 ∕0° Volts, 60 Hertz. __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 41. Se tiene una línea monofásica que alimenta una carga de 20 KW a 240 Volts con un FP=0.8 se desea medir la corriente por lo tanto seleccione un amperímetro y su transformador de corriente. __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 42. Se tiene una línea trifásica que alimenta una PTAR la cual tiene una tensión de 4160 V se requiere medir la tensión por lo que seleccione el voltmetro y el transformador de potencial. __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 43. ¿Hasta qué % de desbalance se recomienda tener en un circuito para operar los circuitos sin daño alguno? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 44. ¿Qué efectos se presentan en un motor cuando este tiene un desbalance en la tensión? __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ 45. La bomba de un pozo es de 40hp y en las mediciones tomadas se determinó que toma 19.1KW con un factor de potencia del 61% .Determine el banco de capacitores en KVAR para corregir el factor de potencia al 90% 350 B Fac t i bi l i da d de s u m i n i st ro de e n e rgí a e l éc t r ic a B.1. Ob j e t i vo B. 3. C a r ac t e r í st ic a s y c on dic ion e s ge n e r a l e s Contar con un procedimiento integral para la Políticas atención de las solicitudes de servicio de energía eléctrica que responda a las necesidades de los organismos operadores, comisiones estatales 1. Todas las solicitudes de electrificación de agua y todas las áreas del sector hídrico que en las que el solicitante esté dispuesto a satisfaga sus expectativas y facilite los trámites cubrir las aportaciones que se deriven de requeridos para el suministro de energía eléc- las obras específicas y que por su conve- trica a los nuevos servicios, ampliación o modi- niencia no deseen incluirla en los pro- ficación de las instalaciones existentes, en alta gramas de electrificación rural quedarán o media tensión, con apego a los lineamientos sujetas a los términos de este procedi- aplicables de la Ley del Servicio Público de Ener- miento, incluyendo las que presenten los gía Eléctrica, su Reglamento y el Reglamento en gobiernos de las entidades federativas o Materia de Aportaciones. ayuntamientos. 2. Los niveles de autorización de los docu- B. 2 . C a m p o de a pl ic ac ión mentos oficiales, como son: convenios de aportaciones, oficios resolutivos, estudios técnicos, entre otros, quedan definidos por las Gerencias Divisionales (CFE), en Este procedimiento es de aplicación en el ám- el cuadro de facultades y responsabili- bito de la Subdirección de Distribución (CFE) y dades correspondientes, atendiendo los debe ser observado en todo proyecto del sector lineamientos legales aplicables hídrico que requiera suministro eléctrico para su operación. 351 3. Es responsabilidad del Departamento demandas mayores a 5 MVA y para el de Planeación que corresponda poner a caso de solicitudes en alta tensión las que consideración de su área jurídica previo a presenten demandas mayores a 10 MVA su formalización, los convenios de apor- 9. Para las solicitudes de servicio de ener- taciones autorizados, con el fin de que se gía eléctrica con demandas mayores a 20 revisen los aspectos legales del mismo MVA independientemente que esta de- 4. Las instalaciones del servicio público de manda se alcance en una o varias etapas, baja, media y alta tensión se construirán requieren, previo a la respuesta oficial en vía pública al solicitante, contar con el visto bue- 5. Cuando para la ejecución de la obra es- no de la Subdirección de Distribución, pecífica, ampliación o modificación en en virtud de que éstas, pueden generar las que sea necesario construir a través modificaciones al programa de Obras e de predios, el solicitante será responsa- Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) ble de los trámites relacionados con la o que el punto de suministro se defina en constitución de servidumbres de paso, niveles de transmisión elaboración de estudios de impacto am- 10. La Gerencia de Planeación es la respon- biental, indemnizaciones, adquisición y sable de coordinar con la Subdirección de donación de terrenos, entre otros, asi- Programación y en su caso con la Unidad mismo entregará la documentación legal de Ingeniería Especializada, el Centro a favor de CFE que acredite la escritura Nacional de Control de Energía, Coor- de servidumbre legal de paso (cuando dinación de Transmisión, Coordinadora aplique) o la escritura pública del predio de Proyectos de Transmisión y Transfor- en donación para la construcción de una mación y las Divisiones de Distribución, subestación las reuniones de trabajo necesarias para 6. Es responsabilidad de los Departamentos definir las obras que satisfagan los reque- Divisionales de Planeación atender las rimientos de las solicitudes a las que se solicitudes de servicio de energía eléctri- refiere el punto anterior ca con demandas de hasta 20 MVA, sin 11. Es responsabilidad de las Zonas de Dis- importar la naturaleza de la misma o que tribución enviar al Departamento de esta demanda se alcance en una o varias Planeación Divisional, la propuesta de etapas atención de las solicitudes que tengan las 7. Las Divisiones de Distribución definirán características definidas en el punto 9, los niveles de demanda que atenderán con la ubicación geográfica del servicio, sus Zonas de Distribución así como las obras preliminares para su 8. Es obligación de las Divisiones de Dis- conexión tribución enviar a la Gerencia de Pla- 12. Para los casos considerados en el punto neación, copia en medio electrónico de 8 las Divisiones y Zonas de Distribución los oficios de presupuesto de obra que se serán las responsables de efectuar los es- generen como resultado de la atención tudios y análisis que permitan identifi- de una solicitud de servicio de naturale- car las posibles opciones de suministro, za colectiva en media o baja tensión, con considerando para tal efecto la solución 352 técnica más económica o el costo en que 18. Para servicios que se contraten en ten- incurra CFE cuando por razones finan- siones mayores a 138 kV, las Divisiones cieras o sistémicas técnicas no exista de Distribución realizarán las gestiones otra solución necesarias ante las Áreas de Control y las 13. Cuando para proporcionar el servicio de Gerencias de Transmisión, para llevar a energía eléctrica se requiera la construc- cabo la conexión de las instalaciones del ción de líneas de alta tensión, subesta- nuevo usuario ciones de distribución o ambas, es res- 19. Las Divisiones de Distribución son las ponsabilidad de los especialistas de las responsables de fijar el límite de la de- áreas operativas a nivel divisional par- manda a contratar por un solicitante en ticipar en la elaboración de las bases de baja tensión cuando su predio se ubique proyecto para definir las características y dentro de una red existente, lo anterior especificaciones de las obras a construir sin consulta previa al Departamento de 14. Es responsabilidad del área de Admi- Planeación nistración dar seguimiento al pago de 20. Para el caso de solicitudes individuales o las aportaciones convenidas en parcia- de naturaleza colectiva que contemplen lidades, aplicando los factores de ajuste servicios que se localicen en áreas subur- vigentes, en el momento del pago de la banas, se requerirá invariablemente ane- mensualidad correspondiente y en su xar a la solicitud de servicio el dictamen caso los intereses moratorios estableci- de uso del suelo emitido por la autoridad dos en el modelo de convenio de aporta- competente ciones autorizado 21. Cuando para proporcionar el servicio de 15. Cuando se presente incumplimiento de energía eléctrica se requiera la instala- pago en dos exhibiciones consecutivas ción de subestaciones particulares o bien de las aportaciones convenidas, el área se trate de solicitudes que tengan con- de Administración notificará al área Ju- centración de servicios, el Departamento rídica con copia al Departamento de Pla- de Planeación se coordinará con el área neación, al día siguiente de presentarse de Medición y Servicios o de Ingeniera el hecho, para que se tomen las acciones de Servicios al Cliente, para la revisión que al efecto proceda conjunta de los proyectos, a fin de que se 16. Mensualmente el Departamento Co- definan los requerimientos de medición mercial identificará las solicitudes de de forma oportuna servicio que no fueron pagadas por los 22. Será responsabilidad del área de Proyec- solicitantes durante la vigencia del pre- tos y Construcción realizar los trámites supuesto y las verificará en campo con el relacionados con los derechos de servi- fin de detectar posibles usos ilícitos dumbres de paso, indemnizaciones y do- 17. Para usuarios en media tensión con de- nación de terrenos, entre otros, cuando mandas mayores a 4 MW se proporcio- CFE sea la encargada de la adquisición nará asesoría sobre las opciones de su- de éstos ministro en alta tensión acompañada de 23. Las solicitudes de interconexión que una evaluación tarifaría presenten los titulares de un permiso de 353 generación estarán sujetas a los términos 27. En los servicios de naturaleza colecti- del “Procedimiento para la Atención de va en media tensión donde el solicitante Solicitudes de Interconexión” (PROASI) asigne una demanda en forma provisio- o “Procedimiento de Atención a las Soli- nal a un usuario, esta condición deberá citudes de Interconexión para Fuente de ser plasmada mediante el convenio de Energía Renovable o Sistema de Coge- cesión de derechos de demanda donde neración en Mediana o Pequeña Escala se establezca que al concluir el contrato a la Red del Servicio Público de Energía de suministro entre el suministrador y Eléctrica (PROASIR)" el usuario, la demanda en cuestión será 24. Cuando se presenten solicitudes en me- liberada y podrá ser reasignada por el dia tensión para alimentar más de un solicitante para nuevos usuarios o para servicio en el mismo predio y para el incrementos de demanda dentro del mis- mismo uso de la energía, se proporciona- mo servicio de naturaleza colectiva rá a través del mismo punto de suminis- 28. El cumplimiento del objeto de los con- tro, aun y cuando que por las condicio- venios en materia de aportaciones que nes del predio pudiera proporcionarse a requieran finiquito, será responsabilidad través de otro punto, lo anterior, acorde del área administrativa, en coordinación con lo estipulado en el Instructivo para la con el Departamento de Distribución o Interpretación y Aplicación de las Tari- Construcción fas para el Suministro y Venta de Energía Eléctrica 29. Las devoluciones en efectivo derivadas de convenios, cuyos trabajos no se hayan 25. Si como resultado de una solicitud de iniciado, no causarán interés a favor o en servicio se requiere la construcción de contra del solicitante; para llevar a cabo una subestación, las dimensiones del te- dichas devoluciones será necesario reali- rreno a donar se sujetarán a lo indicado zar finiquito. La elaboración del finiquito en el manual de diseño de subestaciones será responsabilidad del área adminis- vigente trativa 26. Cuando se presenten a un mismo tiem- 30. Las solicitudes de edificios o torres de po y en un mismo lugar dos o más solici- gran altura estarán sujetas a la especifi- tudes de servicio que obliguen a la cons- cación técnica del suministrador corres- trucción de una subestación, el terreno pondiente aprobada por la Secretaría de para la construcción de la misma, se en- Energía tregará en donación a CFE o podrá ser 31. La incorporación de nuevos servicios a adquirido por esta última cuando así lo convenios de subestación compartida se consideren conveniente los solicitantes, realizarán mediante adenda al convenio en este caso se integrará al costo del pro- original yecto, tal y como lo indica el Reglamento 32. Para los casos en que sea necesario no- de la Ley del Servicio Público de Energía tificar al solicitante de que existe impe- Eléctrica, en Materia de Aportaciones dimento técnico, el Departamento de 354 Planeación correspondiente lo notificará 5. Para desarrollos con crecimiento por al Solicitante mediante el formato de la etapas, el solicitante debe adjuntar a la presente especificación técnica solicitud de servicio, un programa calendarizado de demandas y un plano con Aspectos técnicos la cobertura geográfica referenciada de la totalidad del predio delimitando cada 1. Con el propósito de proporcionar ase- una de las etapas soría a los solicitantes que requieran un 6. Cuando para la prestación del servicio de servicio de energía eléctrica en media energía eléctrica se requiera a petición de tensión con demandas iguales o mayores los solicitantes un servicio de respaldo, a 5 MW o en alta tensión con deman- CFE preferentemente proporcionará el das iguales o mayores a 20 MW, se debe servicio a través de un alimentador dife- realizar una reunión de trabajo con los rente mediante un equipo de transferen- interesados y su personal técnico para cia automático instalado por el solicitan- explicarles en forma detallada el resulta- te. En el caso de servicios existentes que do de los estudios, las características de opten por este servicio, es obligación de las obras y los pormenores de las aporta- CFE investigar si el origen de la solicitud ciones a su cargo obedece a fallas frecuentes del servicio 2. En el caso de solicitudes en media o alta imputables a sus instalaciones, en cuyo tensión y previo a la elaboración del ofi- caso se deberán corregir lo antes posible, cio de presupuesto de obra, el Departa- informando al usuario como apoyo a su mento de Planeación solicitará a los de- decisión de contar con un respaldo partamentos técnicos, le proporcionen 7. Para efectos de contratación de servicios los requerimientos que deberá conside- en lugares de concentración pública, rar el solicitante para recibir el suminis- áreas peligrosas o servicios suministra- tro de energía eléctrica dos en media o en alta tensión, el soli- 3. Los solicitantes que manifiesten su ne- citante debe presentar el dictamen de cesidad de compartir una subestación verificación de instalaciones eléctricas particular en los niveles de media o alta emitido por una Unidad de Verificación tensión, se sujetarán a los términos des- de Instalaciones Eléctricas (UVIE) apro- critos por los formatos de CFE , debien- bada por la Secretaría de Energía do presentar previamente el formato de 8. Para efectos de contratación de solicitu- solicitud de energía eléctrica bajo el ré- des de suministro para uso de bombeo de gimen de aportaciones y el convenio de aguas superficiales o del subsuelo, el soli- subestación compartida correspondiente citante debe presentar el Título de Con- 4. Los transformadores a la instalar en una cesión de Aguas Nacionales o sus Bienes subestación particular, deben cumplir Públicos Inherentes, expedido por la Co- con la NOM-002-SEDE, acreditándose misión Nacional del Agua (Conagua), con el informe de pruebas de rutina emi- en el que se especifique el destino del tido por el fabricante agua extraída del aprovechamiento 355 9. Para efectos de contratación de solici- que superen la carga contratada, el área tudes de suministro para uso de apro- Comercial debe informar sin excepción vechamientos de recursos forestales o alguna al Departamento de Planeación, aserraderos, el solicitante debe presentar para que éste a su vez determine las el permiso expreso de la Secretaría del aportaciones que en su caso se deriven Medio Ambiente y Recursos Naturales de dicho incremento (SEMARNAT) 14. Para los casos en que sea necesario no- 10. En los casos de contratación por parte tificar al solicitante de que existe impe- de personas morales, el solicitante debe dimento técnico, el Departamento de presentar el acta constitutiva de la em- Planeación correspondiente lo notificará presa y la acreditación de quien tenga al solicitante mediante el formato de la poder para firmar el contrato presente especificación técnica 11. El costo de la obra civil asociado a las 15. Cualquier situación no prevista en la acometidas subterráneas en baja y media presente especificación técnica debe ser tensión, hasta el punto de suministro que consultada a la Subdirección de Distri- indique CFE, son con cargo al solicitante bución, quien dará el tratamiento ex- 12. Para el cálculo de las aportaciones deri- traordinario a cada caso en especial o vadas de una solicitud de servicio deben en su defecto solicitará a la Secretaría utilizarse sin excepción los costos del de Energía, para que ésta se pronuncie y catálogo de precios aprobado por la CRE en su caso adicione la resolución a esta (Comisión Reguladora de Energía) especificación para su aplicación general 13. Cuando se presenten incrementos de demanda en servicios de media tensión 356 cuando así proceda. Descripción del procedimiento: No. Responsable Descripción 1 Solicitante Presenta solicitud de servicio de energía eléctrica bajo el régimen de aportaciones acompañada de los requisitos para obtener el servicio 2 Departamento Comercial Recibe y registra solicitud de servicio acompañada de los requisitos completos, de acuerdo al tipo de solicitud 3 Departamento de Planeación Descarga solicitudes recibidas del área Comercial y adicionalmente registra en SIAD solicitudes de servicio recibidas localmente 4 Departamento de Planeación Realiza visita de campo con la información proporcionada por el solicitante y elabora estudio técnico 5 Departamento de Planeación. ¿Existe impedimento técnico? Si = Continua proceso en actividad 6 No = Continua proceso en actividad 7 6 Departamento de Planeación Notifica impedimento técnico 7 Departamento de Planeación ¿La demanda de la solicitud es mayor a 20 MVA? Si = Continúa proceso en actividad 8 No = Continúa proceso en actividad 12 8 Departamento de Planeación Integra propuesta de atención y envía al departamento de Planeación Divisional 9 Planeación Divisional Revisa propuesta de atención y envía a Gerencia de Planeación para su aprobación 10 Gerencia de Planeación Analiza propuesta en coordinación con el área de Programación, en su caso involucra a la Unidad de Ingeniería Especializada, se acuerda punto de suministro 11 Gerencia de Planeación Informa a la División correspondiente los términos de atención de la solicitud 12 Departamento de Planeación Prepara presupuesto de obras en base a los términos de atención definidos y turna para su formalización 13 Departamento de Planeación/ Comercial Zona Entrega oficio de presupuesto de obra al solicitante 14 Departamento de Planeación ¿Está exento de aportaciones? Si = Continúa proceso en actividad 15 No= Continúa proceso en actividad 16 15 Departamento de Planeación ¿Requiere construcción de obras? Si = Continúa proceso en actividad 18 No= Continúa proceso en actividad 21 16 Solicitante ¿Acepta presupuesto, conviene o paga aportación por obra específica? Si = Continúa proceso en paso 18 No =Continúa proceso en paso 17 17 Solicitante ¿El solicitante construye la obra específica? Si= Continúa trámite de acuerdo el Procedimiento de Obras Construidas por Terceros No= Finaliza proceso 18 Departamento de Distribución o Construcción Programa, ejecuta o licita las obras, de acuerdo al proyecto definido 357 Descripción del procedimiento: No. Responsable Descripción 19 Departamento de Distribución o Construcción Envía plano definitivo elaborado en software institucional e inventario físico valorizado al área de Planeación y Administración respectivamente, notifica la terminación o recepción de las obras al Departamento Comercial e ISC para su contratación y conexión 20 Departamento de Distribución Energiza las obras 21 Departamento Comercial Formula contrato(s) y conecta servicio(s) 22 Administración Capitaliza obras e incorpora al activo fijo Fuente: CFE DCPROASO 358 C L i sta d o de nor m a s de c á lc u lo, e st u dio y di se ño de i nsta l ac ion e s e l éc t r ic a s G.1. L i sta de nor m a s of ic i a l e s y nor m a s m e x ic a na s Norma Título NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones eléctricas. (Utilización) NOM-001-SEDE-2010 Requisitos de seguridad y eficiencia energética para trasformadores de distribución NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medidas NOM-022-STPS-2008 Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad e higiene NOM-025-STPS-2008 Condiciones de iluminación que deben de tener los centros de trabajo NOM-029-STPS-2005 Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad NOM-010-SECRE-2002 Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio NOM-113-SEMARNAT-1998 Que establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas NOM-114SEMARNAT-2004 Que establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas NMX-J-163-ANCE-2004 Artefactos eléctricos-Configuraciones NMX-J-472-ANCE-2008 Conductores-Determinación de la cantidad de gas ácido halogenado generado durante la combustión controlada de materiales poliméricos tomados de cables eléctricos-Método de prueba NMX-J-498-ANCE-2011 Conductores-Determinación de la resistencia a la propagación de la flama en conductores eléctricos que se colocan en charola vertical-Método de prueba NRF-011-CFE-2004 Sistema de tierras para plantas y subestaciones eléctricas 359 NOM-007-ENER-2004 Eficiencia energética en sistemas de alumbrado en edificios no residenciales NOM-053-SCFI-2000 Elevadores eléctricos de tracción para pasajeros y carga-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba para equipos nuevos G. 2 . L i sta d o de nor m a s de produc t o s e l éc t r ic o s Norma Título NOM-003-SCFI-2000 Productos eléctricos especificaciones de seguridad NMX-J-005-ANCE-2005 Interruptores de uso general para instalaciones eléctricas fijas – Especificaciones generales y métodos de prueba NOM-058-SCFI-2007 Productos eléctricos-Balastros para lámparas de descarga eléctrica en gas-Especificaciones de seguridad NOM-063-SCFI-2001 Productos eléctricos - Conductores-Requisitos de seguridad NOM-064-SCFI-2000 Productos eléctricos - Luminarios para uso en interiores y exteriores-especificaciones de seguridad y métodos de prueba NOM-021-ENER/SCFI-2008 Eficiencia energética, requisitos de seguridad al usuario en acondicionadores de aire tipo cuarto. Límites, métodos de prueba y etiquetado NOM-011-ENER-2006 NOM-014-ENER-2004 NOM-016-ENER-2010 Eficiencia energética en acondicionadores de aire tipo central, paquete o dividido. Límite, métodos de prueba y etiquetado Eficiencia energética de motores eléctricos de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, enfriados con aire, en potencia nominal de 0.180 kW a 1.500 kW. Límites, método de prueba y marcado Eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, en potencia nominal de 0.746 a 373 kW. Límites, método de prueba y marcado NMX-J-002-ANCE-2001 Conductores – Alambres de cobre duro para usos eléctricos-Especificaciones NMX-J-008-ANCE-2001 Conductores – Alambres de cobre estañado suave o recocido para usos eléctricosEspecificaciones NMX-J-009/248-1ANCE-2006 Fusibles para baja tensión – Parte 1: Requisitos generales NMX-J-009/248-4ANCE-2006 Fusible para baja tensión – Parte 4: Fusibles clase CC NMX-J-009/248-8ANCE-2006 Fusible para baja tensión – Parte 8: Fusibles clase J NMX-J-009/248-15ANCE-2006 Fusible para baja tensión – Parte 15: Fusibles clase T NMX-J-009/248-7ANCE-2000 Fusibles para baja tensión – Parte 7: Fusibles renovables clase H NMX-J-009/248-11ANCE-2006 Fusibles para baja tensión – Parte 11: Fusibles tipo tapón NMX-J-010-ANCE-2011 Conductores – Conductores con aislamiento termoplástico para instalaciones hasta 600 V – Especificaciones NMX-J-012-ANCE-2008 Conductores – Cable de cobre con cableado concéntrico para usos eléctricos – Especificaciones NMX-J-017-ANCE-2006 Accesorios para cables y tubos – Especificaciones y métodos de prueba 360 NMX-J-023/1-ANCE-2007 Cajas registro metálicas y sus accesorios – Parte 1: Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-024-ANCE-2005 Artefactos eléctricos – Portalámparas roscados tipo Edison – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-028-ANCE-2001 Conductores – Cables concéntricos tipo espiral para acometida aérea a baja tensión, hasta 600 V – Especificaciones NMX-J-032-ANCE-2009 Conductores de aluminio – Cable de aluminio de aleación 1350 con cableado concéntrico, para usos eléctricos – Especificaciones NMX-J-036-ANCE-2001 Conductores – Alambre de cobre suave para usos eléctricos – Especificaciones NMX-J-038/11-ANCE-2007 Equipos de soldadura eléctrica por arco – Parte 11: Portaelectrodos NMX-J-058-ANCE-2007 Conductores – Cable de aluminio con cableado concéntrico y alma de acero (ACSR) – Especificaciones NMX-J-059-ANCE-2004 Conductores – Cable de cobre con cableado concéntrico compacto, para usos eléctricos – Especificaciones NMX-J-075/1-ANCE-1994 Aparatos eléctricos – Máquinas rotatorias – Parte 1: Motores de inducción de corriente alterna del tipo de rotor en cortocircuito, en potencias desde 0,062 a 373 kW – Especificaciones NMX-J-075/2-ANCE-1994 Aparatos eléctricos – Máquinas rotatorias – Parte 2: Motores de inducción de corriente alterna del tipo de rotor en cortocircuito, en potencias grandes – Especificaciones NMX-J-075/3-ANCE-1994 Aparatos eléctricos – Máquinas rotatorias – Parte 3: Métodos de prueba para motores de inducción de corriente alterna del tipo de rotor en cortocircuito, en potencias desde 0,062 kW NMX-J-093-ANCE-2009 Conductores – Determinación de la resistencia a la propagación de incendio en conductores eléctricos – Métodos de prueba NMX-J-102-ANCE-2005 Conductores – Cordones flexibles tipo SPT con aislamiento termoplástico a base de policloruro de vinilo para instalaciones hasta 300 V – Especificaciones NMX-J-098-ANCE- Sistemas eléctricos-tensiones eléctricas normalizadas (cancela a la NMX-J-098-ANCE-1999; norma referida en la NOM-063-SCFI-2001, NOM-001-SEDE-2012 Y NOM-053-SCFI-2000) NMX-J-116-ANCE-2005 Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación – Especificaciones NMX-J-118/1-ANCE-2000 Productos eléctricos - Tableros de alumbrado y distribución en baja tensión - Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-118/2-ANCE-2007 Tableros – Tableros de distribución de baja tensión – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-123-ANCE-2008 Trasformadores, aceites minerales aislantes para trasformador NMX-J-142/1-ANCE-2011 Conductores – Cables de energía con pantalla metálica, aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno para tensiones de 5 kV a 35 kV – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-148-ANCE-2001 Electroductos - Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-149/2-ANCE-2008 Fusibles para media y alta tensión – Parte 2: Cortacircuitos fusible de expulsión – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-150/1-ANCE-2008 Coordinación de aislamiento – Parte 1: Definiciones, principios y reglas NMX-J-150/2-ANCE-2004 Coordinación de aislamiento – Parte 2: Guía de aplicación 361 NMX-J-192-ANCE-2009 Conductores – Resistencia a la propagación de la flama en conductores eléctricos – Métodos de prueba NMX-J-203/1-ANCE-2005 Capacitores – Parte 1: Capacitores de potencia en conexión paralelo – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-203/2-ANCE-2006 Capacitores – Parte 2: Bancos de capacitores de potencia en conexión paralelo – Especificaciones y guía para la instalación y operación NMX-J-203/3-ANCE-2008 Capacitores – Parte 3: Fusibles de media y alta tensión para la protección externa de bancos de capacitores y unidades capacitivas de potencia en conexión paralelo – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-203/4-ANCE-2010 Capacitores – Parte 4: Guía para realizar la pruebas de envejecimiento de ciclo de sobre tensión NMX-J-234-ANCE-2008 Aisladores – Boquillas de extra alta, alta y media tensión para corriente alterna – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-235/1-ANCE-2008 Envolventes – Envolventes para uso en equipo eléctrico – Parte 1: Consideraciones no ambientales – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-235/2-ANCE-2000 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2: requerimientos específicos - Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-266-ANCE-1999 Productos eléctricos – Interruptores – Interruptores automáticos en caja moldeada – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-281/601ANCE-2011 Vocabulario electrotécnico – Parte 601: Generación, transmisión y distribución de energía eléctrica – Generalidades NMX-J-284-ANCE-2012 Productos eléctricos, Trasformadores de potencia- especificaciones NMX-J-285-ANCE-2005 Transformadores de distribución tipo pedestal monobásico y trifásico para distribución subterránea. NMX-J-297-ANCE-2005 Conductores – Conductores flexibles de cobre para usos eléctricos y electrónicos – Especificaciones NMX-J-298-ANCE-2007 Conductores – Conductores tipo dúplex (TWD) con aislamiento termoplástico para instalaciones hasta 600 V – Especificaciones NMX-J-300-ANCE- Conductores-Cables control- Especificaciones NMX-J-321-ANCE-2005 Apartarrayos de óxidos metálicos sin explosores, para sistemas de corriente alterna – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-321/5-ANCE-2008 Apartarrayos – Parte 5: Recomendaciones para selección y aplicación NMX-J-323-ANCE-2005 Cuchillas seccionadoras de operación con carga para media tensión-especificaciones y métodos de prueba NMX-J-351-ANCE-2008 Transformadores de distribución y potencia tipo seco-especificaciones NMX-J-353-ANCE-2008 Centros de control de motores-especificaciones y métodos de prueba NMX-J-412-ANCE-2008 Clavijas y receptáculos - Especificaciones y métodos de prueba generales NMX-J-412/1-ANCE-2004 Clavijas y contactos para uso doméstico y similar – Parte 1: requisitos generales 362 NMX-J-412/2-3ANCE-2009 Conectores – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-412/2-6ANCE-2009 Artefactos grado hospital – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-429-ANCE-2009 Conductores – Alambres, cables y cordones con aislamiento de PVC 80 ºC, 9 ºC y 105 ºC, para equipos electrónicos – Especificaciones. NMX-J-436-ANCE-2007 Conductores – Cordones y cables flexibles – Especificaciones NMX-J-508-ANCE-2010 Artefactos eléctricos – Requisitos de seguridad – Especificaciones y métodos de prueba. NMX-J-511-ANCE-2011 Soportes para conductores eléctricos – Sistemas de soportes metálicos tipo charola – Especificaciones y métodos de prueba. NMX-J-515-ANCE-2003 Equipos de control y distribución – Requisitos generales de seguridad –Especificaciones y métodos de prueba. NMX-J-519-ANCE-2011 Conectadores – Conectadores sellados – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-520-ANCE-2006 Interruptores de circuito por falla a tierra – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-529-ANCE-2006 Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP) NMX-J-534-ANCE-2008 Tubos metálicos rígidos de acero tipo pesado y sus accesorios para la protección de conductores – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-535-ANCE-2008 Tubos metálicos rígidos de acero tipo semipesado y sus accesorios para la protección de conductores – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-536-ANCE-2008 Tubos metálicos rígidos de acero tipo ligero y sus accesorios para la protección de conductores – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-538/1-ANCE-2005 Productos de distribución y de control de baja tensión – Parte 1: Reglas generales NMX-J-538/2-ANCE-2005 Productos de distribución y de control de baja tensión – Parte 2: Interruptores automáticos NMX-J-542-ANCE-2006 Tubo corrugado (flexible) no metálico para la protección de conductores eléctricos – Especificaciones y Métodos de prueba NMX-J-543-ANCE-2008 Conectadores – Conectadores para instalaciones eléctricas utilización hasta 34,5 kV – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-548-ANCE-2008 Conectadores – Conectadores tipo empalme para instalaciones eléctricas utilización – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-549-ANCE-2005 Sistema de protección contra tormentas eléctricas – Especificaciones, materiales y métodos de medición NMX-J-550/1-1ANCE-2008 Compatibilidad electromagnética (EMC) Parte 1-1: Generalidades Aplicación e interpretación de definiciones y términos básicos NMX-J-554-ANCE-2004 Roscas para tubo (conduit) y sus accesorios – Especificaciones y método de prueba. NMX-J-569-ANCE-2005 Accesorios eléctricos - Interruptores automáticos para protección contra sobrecorriente en instalaciones domésticas y similares - Interruptores automáticos para operación con c.a. 363 NMX-J-570/1-ANCE-2006 NMX-J-570/2-ANCE-2006 NMX-J-575-ANCE-2006 Sistema de canalizaciones y ductos para instalaciones eléctricas – Parte 1: Requisitos generales Sistema de canalizaciones y ductos para instalaciones eléctricas – Parte 2: Requisitos particulares – Sección 1: Sistemas de canalizaciones y ductos diseñados para montarse en techos Interruptores automáticos operados con corriente diferencial residual sin protección integrada contra sobrecorrientes para instalaciones domésticas y usos similares (IDS) Parte 1: Reglas generales NMX-J-576-ANCE-2005 Tubos rígidos de aluminio para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-580/1-ANCE-2006 Ensambles de tableros de baja tensión – Parte 1: Ensambles con pruebas tipo y ensambles con pruebas tipo parciales NMX-J-589-ANCE-2010 Métodos de medición para instalaciones eléctricas NMX-J-590-ANCE-2009 Conectadores – Equipo para puesta tierra NMX-J-592/1-ANCE-2008 Sistemas de gestión de energía - Esquemas de funcionamiento - Parte 1: Directrices y requisitos generales NMX-J-592/2-ANCE-2008 Sistemas de gestión de energía – Esquemas de funcionamiento – Parte 1: Definiciones NMX-J-593/1-ANCE-2008 Sistemas de interconexión de subestaciones eléctricas - Parte 1: Introducción y visión de conjunto NMX-J-593/2-ANCE-2008 Sistemas de interconexión de subestaciones eléctricas – Parte 2: Definiciones NMX-J-593/3-ANCE-2008 Sistemas de interconexión de subestaciones eléctricas – Parte 3: Requisitos generales NMX-J-594-ANCE-2008 Relevadores de protección y control en la operación de sistemas eléctricos - Guía de aplicación NMX-J-603-ANCE-2008 Guía de aplicación del sistema de protección contra tormentas eléctricas NMX-J-604-ANCE-2008 Instalaciones eléctricas- Métodos de diagnóstico y reacondicionamiento de instalaciones eléctricas en operación – Especificaciones NMX-J-609/826ANCE-2009 Vocabulario electrotécnico - Parte 826: Instalaciones eléctricas (Utilización) NMX-J-616-ANCE-2009 Guía de aplicación de filtros y capacitores con conexión en paralelo para la corrección de distorsión armónica SERIE NMX-J-618/1-ANCE-2010 SERIE NMX-J-643/1-ANCE-2011 Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV) – Parte 1: Requisitos generales para construcción Dispositivos fotovoltaicos – Parte 1: Medición de la característica corriente-Tensión de los dispositivos fotovoltaicos NMXJ-620/1-ANCE-2009 Interruptores automáticos operados con corriente residual con protección integrada contra sobrecorrientes para instalaciones domésticas y usos similares (IDCS) Parte 1: Reglas generales NMX-J-623-ANCE-2009 Sistemas de canalizaciones para cables - Cinchos de sujeción para cables para instalaciones eléctricas NMX-J-627-ANCE-2009 Envolventes – Grados de protección proporcionados por la envolventes de equipos eléctricos en contra de impactos mecánicos (Código IK) 364 NMX-J-631-ANCE-2011 Canalizaciones eléctricas - Ductos metálicos, canales auxiliares y accesorios asociados – Especificaciones y métodos de prueba NMX-J-643/1-ANCE-2011 Dispositivos fotovoltaicos- Parte 1: Medición de la característica corriente –Tensión de los dispositivos fotovoltaicos NMX-E-242/1-ANCECNCP-2005 Industria del plástico – Tubo de polietileno de alta densidad (PEAD) para instalaciones eléctricas subterráneas (Conduit) – Especificaciones y métodos de prueba – Parte 1: Pared corrugada NMX-E-242/2-ANCECNCP-2005 Industria del plástico – Tubo de polietileno de alta densidad (PEAD) para instalaciones eléctricas subterráneas – Especificaciones y métodos de prueba – Parte 2: Pared lisa NMX-E-252-ANCECNCP-2008 Industrial del plástico – Tubos (Conduit) y conexiones poli(cloruro de vinilo) (PVC) sin plastificante tipo 1 (cédula 40) y tipo 2 (cédula 80) para instalaciones eléctricas – Especificaciones y métodos de prueba NMX-I-118/02 NYCE Telecomunicaciones-Cables-Parte 02-Cable Coaxial para acometida en sistemas de televisión por cable (STVC) NMX-I-236/01 NYCE Telecomunicaciones-Cables-Cables de fibras ópticas para uso interior-Especificaciones y métodos de prueba-Parte 01: Características básicas NMX-I-237 NYCE Telecomunicaciones-Cables-Cables de fibras ópticas para uso interior-Especificaciones y métodos de prueba. NMX-E-012-SCFI-1999 Tubos y conexiones de policloruro de vinilo (PVC) sin plastificantes para instalaciones eléctricas G. 3. L i sta d o de nor m a s i n t e r nac iona l e s Norma Título ISO 965-1: 1998 ISO general-purpose metric screw threads - Tolerances - Part 1: Principles and basic data ISO 965-3: 1998 ISO general purpose metric screw threads - Tolerances - Part 3: Deviations for constructional screw threads IEC 60079-0 (2011-06) Explosive atmospheres - Part 0: Equipment - General requirements IEC 60079-1 (2007-04) Explosive atmospheres - Part 1: Equipment protection by flameproof enclosures “d” IEC 60079-2 (2007-02) Explosive atmospheres - Part 2: Equipment protection by pressurized enclosures “p” IEC 60079- 13 (2010-10) Explosive atmospheres - Part 13: Equipment protection by pressurized room “p” IEC 60079-15 (2010-01) Explosive atmospheres - Part 15: Equipment protection by type of protection “n” IEC 60079-6 (2007-03) Explosive atmospheres - Part 6: Equipment protection by oil immersion “o” IEC 60079-7 (2006-07) Explosive atmospheres - Part 7: Equipment protection by increased safety “e” IEC 60079-18 (2009-05) Explosive atmospheres - Part 18: Equipment protection by encapsulation “m” IEC 60079-5 (2007-03) Explosive atmospheres - Part 5: Equipment protection by powder filling “q” IEC 60079-10-1 (2008-12) Explosive atmospheres - Part 10-1: Classification of areas - Explosive gas atmospheres 365 Norma Título IEC 60079-10-2 (2008-12) Explosive atmospheres - Part 10-2: Classification of areas - Combustible dust atmospheres IEC 60079-16 (1990-05) Electrical apparatus for explosive gas atmospheres. Part 16: Artificial ventilation for the protection of analyzer (s) houses IEC 60079-20-1 (2010-01) Electrical apparatus for explosive gas atmospheres-Part 20: Data for Flammable gases and vapors, relating to use of electrical apparatus IEC 60598-2-22 (2008-04) Luminaires - Part 2-22: Particular requirements - Luminaires for emergency lighting IEC 61400-1 ed3.0 (200508) Wind turbines Part 1: Design requirements ISO 30061 (2007) Emergency lighting IEC 60287-2-1 (2006-05) Electric cables – Calculation of the current rating – Part 2-1: Thermal resistance – Calculation of thermal resistance IEC 60287-3-1 (1999-05) Electric cables – Calculation of the current rating – Part 3-1: Sections on operating conditions – Reference operating conditions and selection of cable type IEC 60034-1-2010 Rotating electrical machines part 1 rating and performance. Maquinas eléctricas rotatorias parte 1 rangos y rendimientos IEC 60289-1988 Reactors secon edition. Reactores segunda edición IEC 60947-1-2008 Low voltaje switchgear and controlgear part 1 general rule. Tableros de distribución, fuerza y control en baja tensión part 1 reglas generales IEC 60947-2-2013 Low voltaje switchgear and controlgear part 2 circuit brakers. Tableros de distribución, fuerza y control en baja tensión part 2 interruptores automáticos IEC 61537-2006 Cable try system and cable ladders system for cable management. Sistemas de bandeja para cable y sistema de escalera para cable, para manejo de cable IEC 62271-100-2008 High voltaje swichgear and controlgear part 100: high voltaje alternating current circuit breakers. Interruptor de alta tensión parte 100: interruptores para circuitos de corriente alterna en alta tensión G.4. L i sta d o de nor m a s e x t r a nj e r a s Norma Título C2-2012 National Electrical Safety Code (NESC) NFPA 20-2010 Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection IEEE 142-2007 Recommended practice for grounded of industrial and commercial power systems NFPA 30-2012 Flammable and Combustible Liquids Code NFPA 32-2011 Standard for Dry Cleaning Plants NFPA 33-2011 Standard for Spray Application Using Flammable or Combustible Materials NFPA 34-2011 Standard for Dipping, Coating and Printing Processes Using Flammable or Combustible Liquids NFPA 35-2011 Standard for the Manufacture of Organic Coatings 366 Norma Título NFPA 36-2009 Standard for Solvent Extraction Plants NFPA 45-2011 Standard on Fire Protection for Laboratories using Chemicals NFPA 50A-1999 Standard for Gaseous Hydrogen Systems at Consumer Sites NFPA 50B-1999 Standard for Liquefied Hydrogen Systems at Consumer Sites NFPA 58-2011 Liquefied Petroleum Gas Code NFPA 59-2012 Utility LP-Gas Plant Code NFPA 77-2007 Recommended Practice on Static Electricity NFPA 496-2008 Standard for Purged Pressurized Enclosure for Electrical Equipment UL 886-1994 Outlet Boxes and Fittings for Use in (Classified) Locations NFPA 497-2008 Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas NFPA 499-2008 Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas NFPA 780-2011 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems NFPA 820-2012 Standard for Fire Protection in Wastewater Treatment and Collection Facilities API RP 500-1 2002 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2 API 2003-1998 Protection Against Ignitions Arising Out of Static Lightning and Stray Currents ANSI/API RP 14F Design, Installation, and Maintenance of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class 1, Division 1 and Division 2 Locations 2008 UL 1203-2006 Standard for Explosion-Proof and Dust-Ignition-Proof Electrical Equipment for Use in Hazardous (Classified) Locations UL 1604-2004 Standard for Electrical Equipment For Use In Class I and II, Division 2, And Class III Hazardous (Classified) Locations UL 913-2006 Standard for Intrinsically Safe Apparatus and Associated Apparatus for Use in Class I, II, III, Division 1, Hazardous (Classified) Locations UL 698A-2008 Standard for Industrial Control Panels Relating to Hazardous (Classified) Locations ANSI/ASHRAE 15- 2010 Safety Standard for Mechanical Refrigeration ANSI CGA G2.1-1999 Safety Requirements for the Storage and Handling of Anhydrous Ammonia. ASTM D 3175-11 Standard Test Method for Volatile Material in the Analysis Sample for Coal and Coke NFPA 505-2011 Fire Safety Standard for Powered Industrial Trucks Including Type Designations, Areas of Use, Conversions, Maintenance, and Operation ANSI/ISA RP12.06.01-2003 Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instrumentation Part 1: Intrinsic Safety 367 UL 913-2006 Standard for Safety, Intrinsically Safe Apparatus and Associated Apparatus for Use in Class I, II, and III, Division 1, Hazardous (Classified) Locations UL 2279-1996 Electrical Equipment for use In Class I, Zone 0, 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations ANSI/ISA-60079-0(12.00.01)-2009 Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0, 1 & 2 Hazardous (Classified) Locations: General Requirements (IEC 60079-0 Mod) ANSI/ISA-S12.10-1988 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations ANSI/ISA 12.12.01-2011 Non incendive Electrical Equipment for Use in Class I & II, Division 2 & Class III, Divisions I & 2 Hazardous ANSI/ISA-60079-7 (12.16.01)- Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations: Type of 2008 Protection-Increased Safety “e” (IEC 60079-7 Mod) ANSI/ISA-60079-1-(12.22.01)- Electrical Apparatus for use in Class I, Zone 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations, Type 2009 of Protection -Flameproof “d” ANSI/ISA-60079-18(12.23.01)-2009 Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations Type of Protection-Encapsulation “m” (IEC 60079-18 Mod) ANSI/ISA-60079-5(12.00.04)-2009 Explosive atmospheres - Part 5: Equipment Protection by Powder Filling “q” (IEC 60079-5 Mod) ANSI/ISA-60079-6(12.00.05)-2009 Explosive atmospheres - Part 6: Equipment Protection by Oil Immersion “o” (IEC 60079-6 Mod) API RP 505 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, and Zone 2 1998 ISA S12.24.01-1998 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations Classified as Class I, Zone 0, Zone 1, or Zone 2 NFPA 88A -2011 Standard for Parking Structures NFPA 88B -1997 Standard for Repair Garages NFPA 409-2011 Standard on Aircraft hangars NFPA 30A-2012 Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages NFPA 91-2010 Standard for Exhaust Systems for Air Conveying of Vapors, Gases, Mists, and Noncombustible Particulate Solids NFPA 99-2012 Health Care Facilities Code Handbook NFPA 101-2012 Life Safety Code ASHRAE Handbook of fundamentals (Indicado en el Capítulo 24) NFPA 40-2011 Standard for the Storage and Handling of Cellulose Nitrate Motion Picture Film ASAE EP 473-1997 Equipotential Planes in Animal Containment Areas, American Society of Agricultural Engineers SAE J1128-2011 Low-Tension Primary Cable SAE J1127-2010 Low Voltage Battery Cable NFPA 1192-2011 Standard on Recreational Vehicles NFPA 302-2010 Fire Protection Standard for Pleasure and Commercial Motor Craft 368 NFPA 303-2011 Fire Protection Standard for Marinas and Boatyards NFPA 110-2010 Standard for Emergency and Standby Power Systems IEEE 446-1995 Recommended Practice for Emergency and Standby Power Systems for Industrial and Commercial Applications NFPA 70E-2012 Handbook for Electrical Safety in the Workplace NFPA 72-2010 National Fire Alarm and Signaling Code TIA/EIA 568-A-1995 Commercial Building Telecommunications, Wiring Standard TIA/EIA 569 -2004 Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces TIA/EIA 570-2004 Residential and Light Commercial Telecommunications Wiring Standard UL 1666-2007 Test for Flame Propagation Height of Electrical and Optical-Fiber Cable Installed Vertically in Shafts UL 2024 -2011 Standard for Signaling, Optical Fiber and Communications Raceways and Cable Routing Assemblies UL 1459-1995 Standard for Safety, Telephone Equipment UL 1863-2004 Standard for Safety, Communications Circuit Accessories UL 497A-2001 Standard for Secondary Protectors for Communications Circuits NFPA 86-2011 Standard for Ovens and Furnaces NEMA 250-2008 Enclosures for Electrical Equipment (1 000 volts Maximum) SAE J554-1987 Electric Fuses (Cartridge Type) SAE J1284-1988 Blade Type Electric Fuses UL 275-1993 Automotive Glass-Tube Fuses NEMA WD6-2002 Wiring Devices-Dimensional Requirements 369 D Glosa r io Todo proyecto eléctrico deberá utilizar los con- A prueba de polvo: Construido de tal forma que ceptos y definiciones de este anexo y de las nor- el polvo no entrará dentro de la envolvente bajo mas referidas en este libro. A continuación se condiciones de prueba especificadas. indican definiciones esenciales para el diseño A tierra: Conexión conductora, intencionada o eléctrico de proyectos. accidental, entre un circuito o equipo eléctrico y A la vista de: Donde se especifique que un equi- el terreno natural o algún cuerpo conductor que po debe estar “A la vista de” otro equipo, sig- sirva como tal. nifica que un equipo debe estar visible desde el otro equipo y que no están separados más de 15 Accesible (aplicado a los equipos): Permite metros uno del otro. acercarse; no resguardado por puertas con cerradura, ni por elevación, ni por otros medios. A prueba de intemperie: Construido o protegido de modo que su exposición o uso a la intem- Accesible (aplicado a los métodos de alambra- perie no impida el funcionamiento especificado. do): Se puede quitar o exponer sin causar daño NOTA: Los equipos a pruebas de lluvia, her- a la estructura o al acabado del edificio, o que méticas a la lluvia o herméticas al agua pueden no está permanentemente encerrado dentro de cumplir los requisitos de “a prueba de intem- la estructura o del acabado del edificio. perie” cuando otras condiciones atmosféricas, diferentes a la humedad, no son un factor tales Accesible, fácilmente: Es posible aproximarse como la nieve, hielo, polvo o temperaturas ex- rápidamente para la operación, reposición o ins- tremas. pecciones, sin que aquellos que requieran acceso tengan necesidad de escalar o quitar obstáculos, A prueba de lluvia: Construido, protegido o ni recurrir a escaleras portátiles, sillas o bancos. tratado de tal modo que prevenga que la lluvia interfiera con la operación satisfactoria de un Acometida aérea: Conductores en sistema aé- aparato bajo condiciones de prueba especifica- reo, que van desde el poste más cercano u otro das. soporte aéreo del suministrador, hasta el punto de recepción del suministro. 371 Acometida subterránea: Conductores en sistema diseñado para comunicar información o llamar subterráneo que van desde el registro más cercano la atención. u otro soporte subterráneo del suministrador, hasAparador: Cualquier ventana utilizada o dise- ta el punto de recepción del suministro. ñada para la exhibición de mercancías o mateAcometida: Conductores eléctricos que conec- rial publicitario, que está total o parcialmente tan la red de distribución del suministrador, al cerrada o totalmente abierta por detrás y que punto de recepción del suministro en la instala- puede tener o no una plataforma más alta que el ción del inmueble a servir. nivel de la calle. Ajustable: Calificativo que indica que el interrup- Aparato a prueba de explosión: Aparato ence- tor automático puede ajustarse para queactive rrado en una envolvente capaz de soportar la ex- (dispare) a varios valores de corriente, de tiempo plosión de un gas o vapor específico que pueda o de ambos, dentro de un rango predeterminado. ocurrir en su interior, y de prevenir la ignición de un gas o vapor específico que rodee la envol- Ajuste: El valor de corriente, de tiempo o de am- vente, por chispas, arcos o explosión del gas o bos, a los cuales se regula la activación (disparo) vapor del interior de la envolvente y que opera de un interruptor automático ajustable. con temperaturas externas tales que no puede provocar la ignición de una atmósfera inflama- Alimentador: Todos los conductores de un ble que le rodee. circuito entre el equipo de acometida o la fuente de un sistema derivado separado u otra Aparato: Equipo de utilización, que usualmente fuente de alimentación y el dispositivo final se fabrica en tamaños y tipos normalizados y que de protección contra sobrecorriente del circui- se instala o conecta como una unidad para reali- to derivado. zar una o más funciones, como lavar ropa, acondicionar aire, mezclar alimentos, freír, etcétera. Alumbrado de realce: Arreglo de lámparas de cualquier tipo utilizadas para delinear o llamar Automático: Realizar una función sin necesi- la atención de ciertas características, tales como dad de intervención humana. la forma de un edificio o la decoración de un Autoridad competente: Secretaría de Energía; aparador. Dirección General de Distribución y AbasteciAmpacidad: Corriente máxima que un con- miento de Energía Eléctrica, y Recursos Nuclea- ductor puede transportar continuamente, bajo res, conforme con sus atribuciones. las condiciones de uso, sin exceder su rango de Balastro: Dispositivo electromagnético, electró- temperatura. nico o híbrido que por medio de inductancias, Anuncio luminoso: Equipo de utilización fijo, resistencias y/o elementos electrónicos (tran- estacionario o portátil, autocontenido, ilumi- sistores, tiristores, etc.), solos o en combinación nado eléctricamente, con palabras o símbolos, limitan la corriente de lámpara y cuando es ne- 372 cesario la tensión y corriente de encendido. Los Canalización: Canal cerrado de materiales me- balastros electromagnéticos e híbridos tienen tálicos o no metálicos, expresamente diseñado una frecuencia de salida de 60 Hz. Los balastros para contener alambres, cables o barras conduc- electrónicos son aquellos que internamente tie- toras, con funciones adicionales. Las canaliza- nen al menos un convertidor de frecuencia. ciones incluyen, pero no están limitadas a, tubo conduit rígido metálico, tubo conduit rígido no Base de la lámpara autobalastrada: Base rosca- metálico, tubo conduit metálico semipesado, da tipo Edison o bayoneta que conecta al disposi- tubo conduit flexible hermético a los líquidos, tivo a través del casquillo tipo Edison o bayoneta tuberías metálicas flexibles, tubo conduit me- en luminarios para lámparas incandescentes o tálico flexible, tuberías eléctricas no metálicas, portalámparas tuberías eléctricas metálicas, canalizaciones subterráneas, canalizaciones en pisos celulares Cable de acometida: Conductores de acometida de concreto, canalizaciones en pisos celulares de en forma de cable. metal, canaletas, ductos y electroductos. Caja de derivación: Parte de un sistema de ca- Carga (eléctrica): Es la potencia instalada o de- nalización con tubería de cualquier tipo para mandada en un circuito eléctrico. proporcionar acceso al interior del sistema de alambrado por medio de una cubierta o tapa re- Carga continua: Carga cuya corriente máxima movible. Podrá estar instalada al final o entre circula durante tres horas o más. partes del sistema de canalización. Carga no lineal: Carga donde la forma de onda Caja de desconexión (baja tensión): Envolven- de la corriente en estado estable no sigue la te diseñada para montaje superficial que tiene forma de onda de la tensión aplicada. NOTA: puertas abatibles o cubiertas superficiales su- Ejemplos de cargas que pueden ser no lineales: jetas en forma telescópica a las paredes de las equipo electrónico, alumbrado de descarga eléc- cajas. trica/electrónica, sistemas de velocidad variable, hornos de arco y similares. Caja de paso: Parte de un sistema de canalización con tubería de cualquier tipo para propor- Centro de control de motores (CCM): Con- cionar acceso al interior del sistema de alambra- junto de una o más secciones encerradas, que do por medio de una cubierta o tapa removible. tienen barras conductoras comunes y que con- Podrá estar instalada al final o entre partes del tienen principalmente unidades para el control sistema de canalización. NOTA: Las cajas co- de motores. múnmente denominadas FS y FD o de dimensiones mayores, de metal fundido o cajas de Circuito de control remoto: Cualquier circuito lámina metálica, no se clasifican como cajas de que controle a otro circuito a través de un rele- paso. vador o un dispositivo equivalente. 373 Circuito de señalización: Cualquier circuito Conductor cubierto: Conductor rodeado de un que suministre energía eléctrica a equipos de material de composición o espesor como aisla- señalización. miento eléctrico. Circuito derivado de uso general: Circuito que Conductor de puesta a tierra de los equipos: alimenta a dos o más salidas para alumbrado y Trayectorias conductoras utilizadas para conec- aparatos. tar las partes metálicas, que normalmente no conducen corriente, de todos los equipos y al Circuito derivado individual: Circuito que ali- conductor del sistema puesto a tierra o al con- menta a un solo equipo de utilización. ductor del electrodo de puesta a tierra o a ambos. Circuito derivado multiconductor: Circuito que consta de dos o más conductores de fase Conductor de puesta a tierra: Conductor utili- con una diferencia de potencial entre ellos, y zado para conectar un equipo o el circuito pues- un conductor puesto a tierra que tiene la mis- to a tierra de un sistema de alambrado al elec- ma diferencia de potencial entre él y cada con- trodo o electrodos de puesta a tierra. ductor de fase del circuito y que está conectado al neutro o al conductor puesto a tierra del sis- Conductor del electrodo de puesta a tierra: tema. Conductor utilizado para conectar el conductor puesto a tierra del sistema o el equipo, al Circuito derivado para aparatos: Circuito de- electrodo de puesta a tierra o a un punto en el rivado que suministra energía eléctrica a una o sistema del electrodo de puesta a tierra. más salidas a las que se conectan aparatos; tales circuitos no deben contener elementos de alum- Conductor desnudo: Conductor que no tiene brado conectados permanentemente que no for- ningún tipo de cubierta o aislamiento eléctri- men parte del aparato. co. Circuito derivado: Conductor o conductores de Conductor neutro: Conductor conectado al un circuito desde el dispositivo final de sobre- punto neutro de un sistema que está destinado a corriente que protege a ese circuito hasta la(s) transportar corriente en condiciones normales. salida(s). Conductor puesto a tierra: Conductor de un Clavija: Dispositivo que por medio de su in- sistema o de un circuito, intencionadamente serción en un contacto establece una conexión puesto a tierra. entre los conductores del cordón flexible y los conductores permanentemente conectados al Conductores de acometida, sistema aéreo: contacto. Conductores de acometida comprendidos entre las terminales del equipo de acometida y un Conductor con aislamiento: Conductor ro- punto comúnmente fuera del edificio, y separa- deado de un material de composición y espesor do de sus paredes, donde se unen por derivación como aislamiento eléctrico. o empalme a la bajada de la acometida aérea. 374 Conductores de acometida, sistema subterrá- Corriente de arranque (rotor bloqueado): Es neo: Conductores de acometida comprendidos la corriente que demanda el motor al arrancar, entre las terminales del equipo de acometida y el y que corresponde a condiciones de rotor blo- punto de conexión con la acometida subterránea. queado o velocidad cero. Aplicando tensión y frecuencia eléctricas nominales. Conductores de acometida: Conductores comprendidos desde el punto de acometida hasta el Corriente de cortocircuito: Posible corriente medio de desconexión de la instalación. de falla simétrica a la tensión nominal, a la cual un aparato o un sistema puede estar conecta- Conector a presión (sin soldadura): Disposi- do sin sufrir daños que excedan los criterios de tivo para establecer una conexión entre dos o aceptación definidos. más conductores o entre uno o más conductores y una terminal por medio de presión mecánica, Corriente de interrupción: Corriente máxima sin utilizar soldadura. a la tensión que un dispositivo, es capaz de interrumpir bajo condiciones de prueba normali- Contacto (Receptáculo): Dispositivo de conexión zadas. NOTA: Los dispositivos diseñados para eléctrica instalado en una salida para la inserción interrumpir corriente de otros niveles distintos de una clavija. Un contacto sencillo es un dispo- a los de falla, pueden tener su capacidad de inte- sitivo de un solo juego de contactos. Un contacto rrupción expresada en otros parámetros como: múltiple es aquel que contiene dos o más dispositi- kilovoltamperes, caballos de fuerza o corriente vos de contacto en el mismo chasis o yugo. a rotor bloqueado. Controlador: Dispositivo o grupo de dispositi- Cortacircuito en aceite: Dispositivo en el cual vos para gobernar, de un modo determinado, la todo o parte de la base del fusible y su elemento energía eléctrica suministrada al aparato al cual fusible o cuchilla de desconexión están total- está conectado. mente sumergidos en aceite, los contactos y la parte fusible del elemento conductor (elemento Coordinación (selectiva): Localización de una fusible) de modo que la interrupción del arco, ya condición de sobrecorriente para restringir inte- sea por la ruptura del elemento fusible o la aper- rrupciones del circuito o del equipo afectado, lo tura de los contactos ocurran dentro del aceite. cual se logra con la selección de los dispositivos de protección contra sobrecorriente y sus ajustes Cortacircuito: Conjunto formado por un sopor- o valores nominales. te para fusible con portafusible o una cuchilla de desconexión. El portafusible puede incluir un Corriente continua: Se denomina también elemento conductor (elemento fusible) o puede corriente directa y ambos términos pueden actuar como cuchilla de desconexión mediante emplearse para la identificación o marcado de la inclusión de un elemento conductor no fusi- equipos, aunque debe tenderse al empleo de co- ble. rriente continua, que es el normalizado nacional e internacionalmente. 375 Cuchilla desconectadora: Dispositivo capaz de Desconectador de uso general de acción rá- cerrar, conducir e interrumpir corrientes espe- pida: Dispositivo de uso general construido de cificadas. manera que pueda instalarse en cajas de dispositivos o sobre tapas de caja o utilizado junto con De disparo instantáneo: Calificativo que in- sistemas de alambrado reconocidos. dica que deliberadamente no se introduce un retardo en la acción de disparo del interruptor Desconectador de uso general: Dispositivo automático. para uso en circuitos de distribución general y circuitos derivados. Se denomina en amperes y De tiempo inverso: Calificativo que indica que es capaz de interrumpir su corriente nominal a deliberadamente se introduce un retardo en la su tensión nominal. acción de disparo del interruptor automático, retardo que disminuye a medida que aumenta la Desconectador en aceite: Desconectador que magnitud de la corriente. tiene los contactos sumergidos en aceite o en cualquier otro líquido aislante adecuado. Desconectador de aislamiento en derivación: Dispositivo operado manualmente usado en Desconectador para circuito de motor: Dispo- conjunto con un interruptor de transferencia sitivo cuya potencia es expresada como capaci- para constituir un medio para conectar direc- dad en kilowatts o caballos de fuerza y que es tamente los conductores de carga a la fuente de capaz de interrumpir la máxima corriente de alimentación y aislar el interruptor de transfe- operación en sobrecarga de un motor a tensión rencia. nominal Desconectador de aislamiento: Dispositivo Desconectador separador (de aislamiento): diseñado para aislar un circuito eléctrico de su Dispositivo mecánico de desconexión que aís- fuente de alimentación. No tiene capacidad in- la un circuito o equipo de una fuente de ener- terruptiva y está diseñado para operar solamen- gía. te después de que el circuito ha sido abierto por Dispositivo de interrupción: Dispositivo dise- algún otro medio. ñado para cerrar, abrir o ambos, uno o más cirDesconectador de puenteo de regulador: Dis- cuitos eléctricos. positivo específico o combinación de dispositivos diseñados para puentear un regulador de Dispositivo: Elemento de un sistema eléctrico tensión. que su principal función es conducir o controlar energía eléctrica. Desconectador de transferencia: Dispositivo automático o no automático para transferir una Edificio o edificación: Estructura independien- o más conexiones de los conductores de carga de te o que está separada de otras estructuras ad- una fuente de alimentación a otra. yacentes por medio de muros divisorios y que cuenta en todas sus aberturas con puertas. 376 Encerrado: Rodeado por una carcasa, caja, cer- Equipo de utilización: Equipo que utiliza la ca o pared para prevenir que las personas tengan energía eléctrica para propósitos de electrónica, contacto accidental con partes energizadas. electro-mecánicos, químicos, de calefacción, de alumbrado y otros similares. Energizado(a): Es, o está conectado(a) a una Equipo sellable: Equipo con envolvente en for- fuente de tensión. ma de caja o gabinete provisto de medios de bloEnsamble de salidas múltiples: Canalización queo o sello de manera que las partes energiza- superficial, empotrada o autosoportada diseña- das no sean accesibles sin abrir la envolvente. da para contener conductores y contactos, en- El equipo puede o no ser accionable sin abrir la samblados ya sea en sitio o en fábrica. envolvente. Envolvente: Caja o chasis de un aparato o la Equipo: Término general para referirse a: he- cerca o paredes que rodean una instalación para rrajes, dispositivos, aparatos, luminarias, apa- prevenir que las personas tengan contacto acci- ratos y productos similares utilizados como dental con partes energizadas o para protección partes de, o en conexión con, una instalación de los equipos contra daño físico. eléctrica. Equipo de acometida: Equipo necesario para Estructura: Aquello que se ha edificado o cons- servir de control principal y que usualmente truido. consiste en un interruptor automático o desconectador y fusibles, con sus accesorios, localiza- Etiquetado: Equipo o materiales que tienen do cerca del punto de entrada de los conductores adherida una etiqueta, símbolo u otra marca de suministro a un edificio u otra estructura o a de identificación de un organismo acreditado un área definida. o dependencia que mantiene un programa de inspecciones periódicas al equipo o material Equipo de comunicaciones: Equipo electrónico etiquetado, y que es aceptable para el organis- que ejecuta las operaciones de telecomunicacio- mo acreditado que se ocupa de la evaluación nes para la transmisión de audio, video y datos, del producto. Con la etiqueta, símbolo u otra incluye equipo de potencia (por ejemplo conver- marca de identificación mencionada, el fa- tidores, inversores y baterías) y equipo de sopor- bricante o proveedor señala que el equipo o te técnico (como computadoras). material cumple con las normas aplicables o señala el comportamiento con los requisitos Equipo de recepción del suministro: Equipo especificados. necesario para servir de control principal y que usualmente consiste en un interruptor automá- Expuesto (aplicado a métodos de alambrado): tico o desconectador y fusibles, con sus acce- Colocado sobre o fijado a la superficie o detrás sorios, localizado al final de los conductores de de tableros diseñados para permitir el acceso. recepción del suministro. 377 Expuesto (aplicado a partes vivas): Que una dos o partículas sólidas producidas por el arco persona puede inadvertidamente tocarlo o acer- durante la interrupción del circuito. carse a una distancia menor que la distancia de seguridad. Se aplica a las partes que no están ade- Fusible múltiple: Ensamble de dos o más fusi- cuadamente resguardadas, separadas o aisladas. bles unipolares. Factor de demanda: Relación entre la demanda Fusible: Dispositivo de protección contra sobre- máxima de un sistema o parte del mismo, y la corriente con una parte que se funde cuando se carga total conectada al sistema o la parte del calienta por el paso de una sobrecorriente que sistema considerado. circule a través de ella e interrumpe el paso de la corriente. NOTA: El fusible comprende todas Frente muerto: Sin partes vivas expuestas a una las partes que forman una unidad capaz de efec- persona en el lado de operación del equipo. tuar las funciones descritas y puede ser o no el dispositivo completo requerido para conectarlo Fusible accionado electrónicamente: Dispo- a un circuito eléctrico. sitivo de protección contra sobrecorriente que consiste generalmente de un módulo de control Gabinete: Envolvente diseñada para montaje el cual proporciona las características sensoras superficial o empotrado, provista de un marco, de corriente, características tiempo-corriente montura o bastidor en el que se instalan o pue- electrónicamente derivadas, energía para ini- den instalarse una o varias puertas de bisagra. ciar el disparo y un módulo de interrupción que interrumpe la corriente cuando se produce una Hermético a la lluvia: Construido o protegido sobrecorriente. Estos fusibles pueden operar o de tal manera que la exposición a la lluvia ba- no como fusibles tipo limitador, dependiendo tiente no dé como resultado la entrada de agua del tipo de control seleccionado. bajo condiciones de prueba especificadas. Fusible de potencia con escape controlado: Hermético al agua: Construido para que la hu- Fusible con medios para controlar la descarga medad no entre en la envolvente, en condiciones generada por la interrupción del circuito de ma- específicas de prueba. nera que no se puedan expulsar materias sólidas Hermético al polvo: Construido de modo que a la atmósfera que lo rodea. el polvo no entre en la envolvente en condicioFusible de potencia no ventilado: Fusible que nes especificadas de prueba. no tiene un medio intencional para el escape a la atmósfera de gases, líquidos o partículas sólidas Herraje: Contratuercas, pasacables (monitor) producidos por el arco durante la interrupción u otra parte de un sistema de alambrado, desti- del circuito. nado principalmente para desempeñar una función más mecánica, que eléctrica. Fusible de potencia ventilado: Fusible con medios para el escape a la atmósfera de gases, líqui- Identificado (aplicado a los equipos): Reconocido como adecuado para un propósito, 378 función, uso, entorno o aplicación, específi- suministrador, para alimentar cargas comunes cos, cuando se describe en un requisito par- y que puede entregar energía a la empresa su- ticular. NOTA: La adecuación de un equipo ministradora. para un propósito, uso, entorno o aplicación específicos puede ser determinada por un or- Lámpara fluorescente compacta autobalas- ganismo acreditado para la evaluación de la trada (LFCA): Unidad en la que no se puede conformidad del producto. La identificación separar la lámpara del balastro sin ser daña- puede evidenciarse por medio de una marca da permanentemente, provista con una base y de conformidad. la incorporación de una lámpara fluorescente compacta y los elementos adicionales necesarios Interruptor automático: Dispositivo diseñado para su encendido y funcionamiento estable. para abrir o cerrar un circuito por medios no automáticos y para abrir el circuito automática- Lámpara fluorescente compacta: Lámpara de mente cuando se produzca una sobrecorriente descarga eléctrica en vapor de mercurio a baja predeterminada, sin dañarse a sí mismo, cuan- presión en la cual la emisión principal de luz do se aplica correctamente dentro de su rango. proviene de un recubrimiento de material fluo- NOTA: El medio de apertura automática pue- rescente. Se caracteriza por presentar sus termi- de ser integral, que actúa directamente sobre el nales eléctricas en un extremo de la lámpara y interruptor automático, situado a distancia del por incluir una o más zonas frías para controlar mismo. la presión del vapor de mercurio. Interruptor de circuito por falla a tierra: Lámpara fluorescente: Una lámpara de descar- Dispositivo diseñado para la protección de per- ga eléctrica de vapor de mercurio a baja presión sonas, que funciona para desenergizar un cir- en la que un recubrimiento fluorescente trans- cuito o parte del mismo, dentro de un periodo forma parte de la energía ultravioleta generada determinado, cuando una corriente a tierra por la descarga, en luz visible. excede un valor predeterminado, menor que al necesario para accionar el dispositivo de pro- Líquido volátil inflamable: Líquido con punto tección contra sobrecorriente del circuito de de ignición menor a 38 °C. Líquido cuya tempe- alimentación. ratura está por encima de su punto de ignición, o un combustible líquido con una presión de va- Interruptor de potencia: Dispositivo de in- por no mayor que 276 kilopascales a 38 °C y terrupción capaz de conectar, conducir e inte- cuya temperatura está por encima de su punto rrumpir corrientes bajo condiciones normales de ignición. del circuito y conectar, conducir corrientes por un tiempo especificado e interrumpir corrientes Lugar húmedo: Lugares protegidos de la intem- en condiciones anormales especificadas del cir- perie y que no están sometidos a saturación con cuito, como las de cortocircuito. agua u otros líquidos pero están expuestos a grados moderados de humedad. Ejemplos de tales Inversor interactivo con el suministrador: In- lugares incluyen sitios parcialmente protegidos versor proyectado para su uso en paralelo con el bajo aleros, marquesinas, porches techados abier- 379 tos y lugares similares y lugares interiores sujetos Medio de desconexión: Dispositivo o conjunto a un grado moderado de humedad como algunos de dispositivos u otros medios por los cuales los sótanos, graneros y almacenes refrigerados. conductores de un circuito pueden ser desconectados de su fuente de alimentación. Lugar mojado: Instalación subterránea o de baldosas de concreto o mampostería, que está Medios de desconexión: Un dispositivo o en contacto directo con el terreno o un lugar so- conjunto de dispositivos u otros medios en los metido a saturación con agua u otros líquidos, cuales los conductores del circuito pueden ser tal como área de lavado de vehículos o un lugar desconectados desde su fuente de alimenta- expuesto a la intemperie y no protegido. ción. Lugar seco: Lugar que normalmente no está hú- Motor abierto: Es un motor que tiene aberturas medo o sujeto a ser mojado. Un local clasificado para ventilación que permiten el paso del aire como seco puede estar temporalmente húmedo exterior de enfriamiento, sobre y a través del o sujeto a ser mojado, como en el caso de un edi- embobinado del motor. ficio en construcción. Motor cerrado: Es un motor cuya armazon imLuminaria: Unidad completa de iluminación pide el intercambio libre de aire entre el interior que consiste en una fuente de luz, con una o y el exterior de este, sin llegar a ser hermetico. varias lámparas, junto con las partes diseñadas Dentro de esta clasificación se incluyen los mo- para posicionar la fuente de luz y conectarla a tores a prueba de explosión. la fuente de alimentación. También puede incluir las partes que protegen la fuente de luz o Motor de inducción: Es un motor eléctrico en el balastro y aquellas para distribuir la luz. Un el cual solamente una parte, el rotor o el estator, portalámpara por sí mismo no es una luminaria. se conecta a la fuente de energía y la otra trabaja por inducción electromagnética. Marcado (aplicado a marca de conformidad): Equipo o materiales que tienen adherida una Motor eléctrico: Es una maquina rotatoria para etiqueta, símbolo u otra marca de identificación convertir energía eléctrica en mecánica. de un organismo acreditado o dependencia que mantiene un programa de inspecciones perió- Motor tipo jaula de ardilla: Es un motor de dicas al equipo o material etiquetado, y que es inducción, en el cual los conductores del rotor aceptable para el organismo que se ocupa de son barras colocadas en las ranuras del núcleo la evaluación de la conformidad del producto. secundario, que se conectan en circuito corto Con la etiqueta, símbolo u otra marca de iden- por medio de anillos en sus extremos semejando tificación mencionada, el fabricante o proveedor una jaula de ardilla. indica que el equipo o material cumple con las normas aplicables o su buen funcionamiento No accesible (aplicado a un lugar): Las perso- bajo requisitos específicos. nas no pueden tener acceso fácil, a menos que utilicen medios de acceso especiales. 380 No ajustable: Calificativo que indica que el in- descentes o lámparas eléctricas portátiles que terruptor automático no puede ajustarse para puede acoplarse para alimentar a una lámpara cambiar el valor de la corriente a la cual dispara autobalastrada o a un adaptador de lámpara. o el tiempo requerido para su operación. Protección de falla a tierra de equipos: SisteNo automático: Requiere de intervención hu- ma diseñado para proteger a los equipos contra mana para realizar una función. daños por corrientes de falla entre línea y tierra, que hacen funcionar un medio de desconexión No puesto a tierra: No conectado a tierra ni a que desconecta los conductores no puestos a un cuerpo conductor que extienda la conexión tierra del circuito con falla. Esta protección es a tierra. activada a niveles de corriente menores a los necesarios para proteger a los conductores contra Oculto: Que resulta inaccesible por la estruc- daños mediante la operación de un dispositivo tura o acabado del edificio. Los conductores en de protección contra sobre corriente del circuito canalizaciones ocultas son considerados ocul- de alimentación. tos, aunque se hacen accesibles al sacarlos de las Protector térmico (aplicado a motores): Dis- canalizaciones. positivo de protección, que se monta como Operable desde el exterior: Capaz de ser ope- parte integral de un motor o motor-compresor rado sin que el operario esté expuesto al contac- y el cual, cuando se utiliza de manera apropia- to con partes vivas. da, protege al motor contra sobrecalentamientos peligrosos debido a sobrecargas o fallas de Panel: Placa, entrepaño, tramo, segmento, cua- arranque. NOTA: El protector térmico puede dro o compartimento. consistir de uno o más elementos sensores integrados al motor o motor-compresor y un dispo- Partes vivas: Componentes conductores ener- sitivo externo de control. gizados. Protegido térmicamente (aplicado a motoPersona calificada: Persona con habilidades y res): Las palabras “protegido térmicamente”, en conocimientos relacionados con la construcción la placa de datos del motor o motor-compresor, y el funcionamiento de las instalaciones y los indican que el motor tiene un protector térmico equipos eléctricos y que ha recibido capacitación incorporado. en seguridad para reconocer y evitar los peligros Puente de unión, circuito: Conexión entre implicados. partes de un conductor en un circuito para manPlenum: Compartimento o plenum a la que es- tener la ampacidad requerida por el circuito. tán conectados uno o más ductos de aire y que Puente de unión, equipo: Conexión entre dos forma parte del sistema de distribución de aire. o más partes del conductor de puesta a tierra del Portalámparas: Portalámparas de base tipo equipo. Edison de un luminario para lámparas incan- 381 Puente de unión, principal: Conexión en la Punto neutro: Punto común en una conexión acometida entre el conductor del circuito pues- en estrella en un sistema polifásico, o punto me- to a tierra y el conductor de puesta a tierra del dio en un sistema monofásico de 3 hilos, o punto equipo. medio de una porción monofásica de un sistema trifásico en delta, o punto medio de un sistema Puente de unión, sistema: Conexión entre el de corriente continua de 3 hilos. NOTA: En el conductor puesto a tierra del circuito y el con- punto neutro del sistema, la suma vectorial de ductor de puesta a tierra del lado del suministra- las tensiones de todas las otras fases dentro del dor, o el conductor puesto a tierra del equipo, o sistema que utiliza el neutro, con respecto al ambos, a un sistema derivado separado. punto neutro, es cero. Puente de unión: Conductor confiable, para Registro: Envolvente para uso en sistemas sub- asegurar la conductividad eléctrica requerida terráneos que tienen un fondo abierto o cerra- entre partes metálicas que deben estar conecta- do, dimensionado de tal forma que permite al das eléctricamente. personal alcanzar lo que hay dentro, pero no ingresar en él, con el propósito de instalar, Puesto a tierra eficazmente: Conectado (cone- operar o mantener el equipo o el alambrado, xión) a tierra intencionalmente a través de una o ambos. conexión o conexiones a tierra que tengan una impedancia suficientemente baja y ampacidad, Resguardado: Cubierto, blindado, cercado, en- que prevengan la formación de tensiones peli- cerrado, o protegido de otra manera por medio grosas para las personas o para los equipos co- de cubiertas o tapas adecuadas, barreras, rieles, nectados. pantallas, placas o plataformas para evitar la posibilidad de acercamiento o contacto de perso- Puesto a tierra sólidamente: Conectado a tie- nas u objetos a un punto peligroso. rra sin insertar ningún dispositivo de resistencia Retardante de flama: Característica de un o de impedancia. material con aditivo, formulación o mezclas de Puesto a tierra: Conectado (conexión) a tierra compuestos químicos incorporados para reducir o a algún cuerpo conductor que extienda la co- la inflamabilidad de un material o para demorar nexión a tierra. la combustión del mismo. Punto de acometida: Punto de conexión en- Salida de fuerza: Conjunto con envolvente que tre las instalaciones del suministrador y las puede incluir contactos, interruptores automáti- del usuario, el cual se localiza en el equipo cos, portafusibles, desconectadores con fusibles, de medición cuando éste se encuentra en el barras conductoras de conexión común y bases inmueble, y en caso de que el medidor se en- para montaje de medidores de energía; diseña- cuentre en la red del suministrador, el punto do para suministrar y controlar el suministro de de recepción del suministro es en el medio de energía a casas móviles, paraderos para remol- desconexión. ques, vehículos de recreo, remolques o embarcaciones; o para servir como medio de distribu- 382 ción de la energía necesaria para operar equipo ralmente instalados, que parten desde el punto móvil o instalado temporalmente. de acometida de los conductores del suministrador o fuente de un sistema derivado separado Salida para alumbrado: Salida diseñada para la hasta las salidas. Dicho alambrado no incluye conexión de un portalámparas, una luminaria. el alambrado interno de aparatos, luminarias, motores, controladores, centros de control de Salida para contactos: Salida en la que están motores y equipos similares. instalados uno o más contactos. Sistema derivado separado: Sistema de alamSalida: Punto en un sistema de alambrado en brado de una propiedad, cuya alimentación donde se toma corriente para alimentar a un procede de una fuente de energía o equipo dife- equipo de utilización. rente a la alimentación del suministrador. Tales sistemas no tienen conexión eléctrica entre los Servicio continuo: Operación a una carga prác- conductores de un circuito de un sistema a los ticamente constante durante un tiempo indefi- conductores de un circuito de otro sistema, ex- nidamente largo. ceptuando las conexiones a través de la tierra, cubiertas de metal, canalizaciones metálicas, o Servicio intermitente: Operación por interva- conductores de puesta a tierra de equipo. los que alternan de: Sistema interactivo: Sistema de generación de • Con carga y sin carga; o energía eléctrica que está operando en paralelo • Con carga y en reposo, o con y que puede suministrar energía al sistema • Con carga, sin carga y en reposo de la fuente primaria de alimentación. Servicio periódico: Operación intermitente en Sistema solar fotovoltaico: El total de compo- el que las condiciones de carga son regularmen- nentes y subsistemas que, combinados, convier- te recurrentes. ten la energía solar en energía eléctrica apropiada para conectar una carga de utilización. Servicio por tiempo corto: Operación a una carga prácticamente constante durante un tiem- Sobrecarga: Operación de un equipo por enci- po especificado, corto y definido. ma de su capacidad normal, a plena carga, o de un conductor por encima de su ampacidad que, Servicio variable: Funcionamiento a cargas e cuando persiste durante un tiempo suficiente- intervalos de tiempo, donde ambos pueden va- mente largo, podría causar daños o un calenta- riar dentro de una amplia gama. miento peligroso. Una falla, como un cortocircuito o una falla a tierra, no es una sobrecarga. Sistema de alambrado de usuarios: Alambrado interior y exterior incluyendo circuitos de fuer- Sobrecorriente: Cualquier corriente que supere za, alumbrado, control y señalización con todos la corriente nominal de los equipos o la ampa- sus herrajes, accesorios y dispositivos de alam- cidad de un conductor. La sobrecorriente puede brado asociados, ya sean permanentes o tempo- provocarse por una sobrecarga, un cortocircui- 383 to o una falla a tierra. NOTA: Una corriente en Tablero de distribución: Panel grande senci- exceso de la nominal puede ser absorbida por llo, estructura o conjunto de paneles, donde se determinados equipos y conductores para un montan, por el frente o por la parte posterior conjunto de condiciones dadas. Por eso, las re- o por ambos lados: desconectadores, dispositi- glas para protección contra sobrecorriente son vos de protección contra sobrecorriente y otras específicas para cada situación particular. protecciones, barras conductoras de conexión común y usualmente instrumentos. Los tableros Sólidamente puesto a tierra: Significa que el de distribución son accesibles generalmente por conductor puesto a tierra (neutro) lo está sin ne- la parte frontal y la posterior, y no están desti- cesidad de intercalar ninguna resistencia o dis- nados para ser instalados dentro de gabinetes. positivo de impedancia. Tablero de potencia con envolvente metálico: Suministrador: Compañía de servicio público Tablero totalmente cerrado por todos los lados y (CFE) o autorizada por la LSPEE, encargada del la parte superior con láminas metálicas (excepto abastecimiento de energía eléctrica para su uti- por las aberturas de ventilación y las ventanas lización. de inspección) y que contiene principalmente dispositivos de desconexión o de interrupción Suministro ininterrumpido de energía: Un su- de potencia, con barras conductoras y conexio- ministro de energía que se utiliza para proporcio- nes. El ensamble puede incluir dispositivos de nar una fuente alterna de alimentación por algún control y auxiliares. El acceso al interior del en- período de tiempo en el caso de una interrupción volvente es por puertas, cubiertas removibles, o del suministro normal. NOTA: Además, puede ambas. Los tableros de potencia con envolvente proporcionar una alimentación de tensión y fre- metálico se pueden conseguir en construcciones cuencia más constante, reduciendo los efectos de resistentes o no resistentes al arco. variaciones de tensión y frecuencia. Tensión (de un circuito): La mayor diferencia Tablero de alumbrado y control: Panel sen- de potencial (tensión rms) entre dos conducto- cillo o grupo de paneles unitarios diseñados res cualesquiera de un circuito considerado. para ensamblarse en forma de un solo panel, accesible únicamente desde el frente, que in- Tensión a tierra: En los circuitos puestos a tie- cluye barras conductoras de conexión común y rra, es la tensión entre un conductor dado y el dispositivos automáticos de protección contra punto o conductor del circuito que está puesto a sobrecorriente y otros dispositivos de protec- tierra; en circuitos no puestos a tierra es la ma- ción, y está equipado con o sin desconectado- yor diferencia de potencial entre un conductor res para el control de circuitos de alumbrado, dado y cualquier otro conductor del circuito. calefacción o fuerza; diseñado para instalarlo NOTA: Algunos sistemas, como los de 3 fases dentro de un gabinete o caja de cortacircuitos 4 hilos, de 1 fase 3 hilos y de corriente continua ubicada dentro o sobre un muro o pared di- de 3 hilos, pueden tener varios circuitos a dife- visora y accesible únicamente desde el frente rentes tensiones. (véase Tablero de distribución). 384 Tensión nominal: Valor nominal asignado a un desde 5 hasta 500 kVA y una tensión eléctrica circuito o sistema para designar conveniente- nominal de hasta 34 500 V en el lado primario mente su clase de tensión. La tensión a la cual y hasta 15 000 V nominales en el lado secun- un circuito opera puede variar de la nominal, dario. dentro de un margen que permite el funcionaTransformador: Dispositivo eléctrico que por miento satisfactorio de los equipos. inducción electromagnética transfiere energía Transformador de distribución tipo pedestal: eléctrica de uno o más circuitos, a uno o más Conjunto formado por un transformador de dis- circuitos a la misma frecuencia, usualmente au- tribución con un gabinete integrado en el cual se mentado o disminuyendo los valores de tensión incluyen accesorios para conectarse en sistemas y corriente eléctricas. de distribución subterránea, este conjunto está destinado para instalarse en un pedestal y para Tubo conduit: Sistema de canalización diseña- servicio en intemperie. do y construido para alojar conductores en instalaciones eléctricas, de forma tubular, sección Transformador de distribución tipo poste: Es circular. aquel transformador de distribución que por su configuración externa está dispuesto en forma Unidad fusible de expulsión: Fusible ventila- adecuada para sujetarse o instalarse en un poste do en el cual el efecto de expulsión de los ga- o en alguna estructura similar. ses producidos por el arco y el revestimiento del portafusible, solo o con la ayuda de un resorte, Transformador de distribución tipo subes- extingue el arco. tación: Es aquel transformador de distribución que por su configuración externa está Unidad fusible de potencia: Unidad fusible dispuesto en forma adecuada para ser insta- ventilada, no ventilada o de ventilación contro- lado en una plataforma, cimentación o estruc- lada en la cual el arco se extingue a través de un tura similar y su acceso está limitado por un material sólido, granular o líquido, con o sin la área restrictiva. ayuda de resorte. Transformador de distribución tipo sumergi- Fuente: NOM-001-SEDE, NOM-016-ENER, ble: Es aquel transformador de distribución que NOM-002-SEDE, NOM -017-SCFI2. por su configuración externa está dispuesto en forma adecuada para ser instalado en un pozo o bóveda y que está expuesto a sufrir inunda- Nota importante: ciones. Nota: para abundamiento consulte los glosarios de las normas NOM, NMX, IEEE, IES y las indicadas en este libro. Transformador de distribución: Es aquel transformador que tiene una capacidad nominal 385 E Si m b olo gí a Naturaleza de tensiones e intensidad Significado Símbolo según norma ANCE Fusible Acometida Caja de registro Caja de conexión. Resistencia Capacitor Devanado 387 Naturaleza de tensiones e intensidad Significado Símbolo según norma ANCE Motor Luminario con lámpara fluorescente Luminario de emergencia con lámpara fluorescente Transformador con dos devanados Forma 1 Transformador con dos devanados Forma 1 Transformador con tres devanados símbolo general Auto trasformador Transformador de potencia 388 Naturaleza de tensiones e intensidad Significado Símbolo según norma ANCE Voltímetro Estación de botones Batería Puesta a tierra Terminal de puesta a tierra Protector contra contacto directo Fuente de tensión Falla Interruptor símbolo general 389 Naturaleza de tensiones e intensidad Significado Símbolo según norma ANCE Interruptor de seguridad Barra de neutro Barra de puesta a tierra Tablero de distribución general Tablero de distribución de alumbrado Tablero de distribución de control Medio de desconexión Rectificador Caja de alarma contra incendios Circuito símbolo general Conexión T Desconectador de seguridad "sin carga " Desconectador de seguridad "concarga " Apartarrayos 390 Naturaleza de tensiones e intensidad Significado Símbolo según norma ANCE Interruptor termomagnético Transformador de corriente Grupo generador Elementos semiconductores Significado Símbolos según norma ANSI Diodos semiconductores Tiristor Triac Transistor PNP Transistor NPN 391 Aparatos de medida Significado Símbolos según norma ANSI Amperímetro A Vatímetro W Fasímetro COS Frecuencímetro f Hz Para la realizar proyectos específicos consultar la NMX-J-136 Abreviaturas y símbolos para diagramas,planos y equipos eléctricos. 392 F No ta s ac l a r ator i a s Además de los temas presentados, existen otros parámetros y consideraciones que involucran el diseño de sistemas eléctricos que no se indican en este libro. Sin embargo esto no significa que no sean importantes o imprescindibles en el desarrollo de proyectos para el suministro eléctrico en los sistemas de extracción, conducción, distribución y potabilización de agua potable, así como para la disposición y tratamiento de aguas residuales. Para garantizar el éxito del diseño eléctrico, la metodología a utilizar debe estar fundamentada y apegada a la normatividad vigente, tanto nacional, internacional y extranjera; y de la misma forma, debe tenerse en cuenta que la normatividad presentada es este libro solo representa una pequeña porción del total de normas existentes y disponibles para los trabajos de mejora de eficiencia energética. Cuando en el proyecto se presente algún equipo o material no desarrollado en este libro, el diseño de la instalación eléctrica se deberá realizar de acuerdo con la normatividad vigente, tanto nacional como internacional. Las instalaciones eléctricas de alta tensión por arriba de 34.5 KV deben considerarse como parte de la infraestructura de la comisión federal de electricidad necesaria para el suministro de energía. Si se requiere un suministro en alta tensión, el diseño, la instalación y operación de ésta, es realizado de acuerdo con la Ley del servicio público de energía eléctrica y la normatividad respectiva, por lo que no se indican los temas relacionados con este nivel de tensión. Nota importante: Este libro, así como el MAPAS en su conjunto, debe tomarse como una introducción al diseño de sistemas eléctricos en los sistemas de agua potable y debe tenerse muy en cuenta que la información presentada no es de ninguna forma es absoluta y no debe tomarse como ley o norma obligatoria que deba cumplirse o limitarse a lo expuesto en este documento. 393 G Bi bl io gr a f í a Becerril, O. (2010). Instalaciones eléctricas prácticas. México: Onésimo Becerril. Camarena M., P., & Schrader Camarena, O. (2003). Manual de instalaciones eléctricas residenciales. México: Continental. Monterrey. (2011). Manual eléctrico. Monterrey: Viakon. CONDUMEX. (n.d.). Catálogo Condumex de cables para construcción y baja tensión. Catálogo Condumex de cables para construcción y baja tensión. CONDUMEX. (n.d.). Memorias de los ciclos conferencias sobre instalaciones eléctricas de baja tensión. CONELEC. (n.d.). Manual eléctrico cuarta edición. Domingo Almendarez Amador. (2008). Circuitos lógicos combinatorios. IPN. EATON. (2014). Kearney fuse. Enríquez Harper, G. (2000). Fundamentos de instalaciones eléctricas de mediana y alta tensión. México: Limusa. Enríquez Harper, G. (2005). El ABC de las instalaciones eléctricas residenciales. México: Limusa. Manroy, M. M. (2006). Manual de iluminación ICARO. Manual CFE DCDSEBPE. (2014). Diseño de subestación eléctrica de distribución en bajo perfil y encapsulada en sf. NEMA MG-1. (2011). Motors and Generators. Partland., J. (n.d.). Practical electrical calculations. Electrical construction and maintenance. Publicación industrias I.E.M, S.A. de C.V. (n.d.). Reactores limitadores de corriente. IEM S.A. de C.V. Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. (2005). Protecting Power Transformers From Common Adverse Conditions, Ali Kazemi, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Casper Labuschagne. SOCOMEC. (2010). Cuaderno técnico del catalogó genera. Tableros de distribución Schneider Electric. (2009). Traister, J. (n.d.). Completed handbook of electric motor controls. Prentice Hall. WEG. (2012). Motores eléctricos, Guía de especificación. WEG. WEG. (2012). W22, Motor trifásico. WEG. WEG-W22 motor trifásico información técnica. (n.d.). Enríquez Harper., G. (2012). Instalación y control de motores de corriente alterna. Limusa. 395 Í n dic e de i lust r ac ion e s Ilustración 3.1 Sistema radial simple 24 Ilustración 3.2 Sistema radial expandido 24 Ilustración 3.3 Ejemplo de sistema radial selectivo en el primario 25 Ilustración 3.4 Cercado de subestación eléctrica 31 Ilustración 4.1 Diagramas de secuencia cero para generadores (parte 1) 38 Ilustración 4.2 Diagrama de secuencia cero para transformadores 41 Ilustración 4.3 Diagrama unifilar 43 Ilustración 4.4 Diagrama de reactancias 45 Ilustración 4.5 Diagrama de 9 reactancias simplificado 46 Ilustración 4.6 Diagrama de 3 reactancias simplificado 46 Ilustración 4.7 Diagrama secuencia cero 47 Ilustración 4.8 Malla en serie 47 Ilustración 4.9 Gráfica de corrientes de cortocircuito permisibles para cables de alta tensión, con conductor de cobre y aislamiento de polietileno de cadena cruzada o de etileno propileno 54 Ilustración 4.10 Gráfica de corrientes de cortocircuito permisibles para cables de alta tensión, con conductor de aluminio y aislamiento de polietileno de cadena cruzada o de etileno propileno 55 Ilustración 4.11 Diagrama unifilar 66 Ilustración 4.12 Diagrama de impedancias 67 Ilustración 4.13 Diagrama resultante 1 68 Ilustración 4.14 Diagrama resultante 2 68 Ilustración 4.15 Curvas características para el factor de potencia de motores de inducción polifásica, par normal y baja corriente de arranque 71 Ilustración 4.16 Curvas características para eficiencia de motores de inducción polifásica, par normal y baja corriente de arranque 71 Ilustración 4.17 Triangulo de potencias para los motores 100 h.p. 76 Ilustración 4.18 Triangulo de potencias para los motores 50 h.p. 77 Ilustración 4.19 Triangulo de potencias de los motores 3 h.p. 77 Ilustración 4.20 Triángulo de potencias de carga 78 Ilustración 4.21 Comprobación de resultados 78 Ilustración 4.22 Triangulo de potencias con FP = 0.90 79 Ilustración 4.23 Arreglo típico de reactores 82 Ilustración 4.24 Diagrama unifilar 83 Ilustración 4.25 Fórmulas de cálculo de inductancia total (H/km) 97 Ilustración 5.1 Esquema de banco de tuberías 1 396 120 Ilustración 6.1 Curvas típicas de fusión mínima de TCC para alta tensión de fusibles limitadores de potencia Ilustración 6.2 Picos que pasan a través de una corriente para fusibles limitadores de corriente en media tensión 137 Ilustración 6.3 Protección para transformadores, con interruptor de potencia en el primario 142 Ilustración 6.4 Protección para transformadores con fusible en el primario 142 Ilustración 6.5 Conexiones típicas de transformadores de corriente 143 Ilustración 6.6 Protección de falla a tierra con relés de sobrecorriente para una carga de 11 kW de un motor 150 Ilustración 6.7 Subestación C:1.5 MVA, 480Y/277 V 151 Ilustración 6.8 Dimensionamiento fusibles de baja tensión para protecciones secundaria del trasformador 151 Ilustración 6.9 rotección de motores de inducción de 1500 h.p. y mayores 154 136 Ilustración 6.10 Protección de motores de inducción menores a 1 500 h.p., con interruptor de potencia 155 Ilustración 6.11 Protección de motores de inducción con combinación arrancador-fusible y menores de 1500 h.p. 156 Ilustración 6.12 Protección aceptable para motores de la National Electric Code (NEC) 157 Ilustración 6.13 Protección del alimentador principal en media tensión 157 Ilustración 6.14 Curva característica de tiempo corriente de un relé de tiempo inverso 160 Ilustración 6.15 Curvas típica (TCC) para un fusible limitador de corriente 161 Ilustración 6.16 Curvas típica TCC para un fusible de expulsión 161 Ilustración 6.17 Criterio de coordinación fusible- relevador 162 Ilustración 6.18 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría I 171 Ilustración 6.19 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría II 172 Ilustración 6.20 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría III 173 Ilustración 6.21 Curva de capacidad nominal de trasformador categoría IV 174 Ilustración 6.22 Diagrama unifilar simplificado 181 Ilustración 6.23 Características de tiempo corriente de ampector 182 Ilustración 7.1 Rejilla de tierras 191 Ilustración 7.2 Diagramas físicos de conexión de puesta a tierra de un elemento motor-bomba sumergible 200 Ilustración 7.3 Conexión a tierra de estructura metálica 201 Ilustración 7.4 Conexión a tierra de canalización tipo charola 202 Ilustración 7.5 Conexión a tierra de tableros o centro de control de motores 203 Ilustración 7.6 Conexión a tierra de motor 203 Ilustración 7.7 Pararrayos tipo bayoneta o punta 206 Ilustración 7.8 Malla propuesta 208 Ilustración 7.9 Falla a tierra dentro de una subestación eléctrica el sistema no está puesto a tierra 211 Ilustración 8.1 Diagrama conceptual de arquitectura SICLE 227 Ilustración 8.2 Diagrama esquemático de control (Simbología) 231 397 Ilustración 8.3 Diagrama esquemático de control de arranque y paro de motor 232 Ilustración 8.4 Diagrama de control de secuencia de arranque 234 Ilustración 8.5 Esquema de flujo de secuencia de arranque (automático) 235 Ilustración 8.6 Esquema de control de transferencia 236 Ilustración 8.7 Esquema de flujo del control de nivel en tanque elevado 237 Ilustración 8.8 Diagrama de control de arranque y paro de bomba para alimentación de un tanque elevado Ilustración 8.9 Esquema de flujo de la operación de bomba por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua 238 239 Ilustración 8.10 Diagrama de control, conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del 240 Ilustración 8.11 Diagrama esquemático de control para retrolavado de filtros 241 Ilustración 8.12 Esquema de flujo del circuito alternador de dos motores 243 Ilustración 8.13 Diagrama de control eléctrico: circuito alternador de dos motores 244 Ilustración 9.1 Curva característica para la eficiencia de motores de inducción polifásicos a plena carga, par normal y baja corriente de arranque Ilustración 9.2 Curva característica para factor de potencia de motores de inducción polifásicos, par normal y baja corriente de arranque 252 Ilustración 9.3 Secuencia de descarga típica de tableros de mediana tensión 253 Ilustración 9.4 Secuencia de carga o de descarga 261 Ilustración 9.5 Curva características típicas de descarga a 20 ºC (68 ºf) 263 252 Ilustración 10.1 Gráficas de categorías de mantenimiento, para determinar el factor de degradación por suciedad de la luminaria 283 Ilustración 10.2 Concepto de ángulo límite para evitar el efecto de deslumbramiento 286 Ilustración 10.3 Identificación de la zona de visión y de localización de la fuente de luz 286 Ilustración 10.4 Cálculo de la distancia a que debe ser colocada la fuente de luz 288 Ilustración 10.5 Unidades de embutir o empotrar instaladas en falso plafón plano 289 Ilustración 10.6 Unidades de embutir o empotrar instalados en canopia o ménsula 289 Ilustración 10.7 Ejemplo de las zonas de alumbrado exterior de una subestación (vista en planta) 293 Ilustración 10.8 Suma de los ángulos de las tres contribuciones de los tres proyectores 295 Ilustración 10.9 Suma de los ángulos de las tres contribuciones de los tres proyectores 297 Ilustración 10.10 Distribución de luminarias en casa de bombas 299 Ilustración 10.11 Determinación del nivel de iluminación 301 Ilustración 10.12 Distribución de los proyectores 301 Ilustración 11.1 Compresor de planta de tratamiento 317 Ilustración 11.2 Medición en alta tensión para acometida área en 3.5 kV conexión delta 319 Ilustración 11.3 Medición en baja tensión con TC´s, con subestación tipo Pedestal, hasta 199 kW 320 Ilustración 11.4 Subestación tipo poste (un poste) 321 Ilustración 11.5 Subestación tipo poste (dos postes) 322 Ilustración 11.6 Subestación tipo pedestal 323 Ilustración 11.7 Planta de subestación tipo pedestal (cuatro postes) 324 398 Ilustración 11.8 Elevación de subestación tipo pedestal (cuatro postes), para las distancias D1, D2, D3 y D4 ver Ilustración 9.6 325 Ilustración 11.9 Subestación intemperie en estructura metálica 326 Ilustración 11.10 Arreglo básico de subestación compacta, con acometida subterránea 327 Ilustración 11.11 Subestación compacta sin cuchillas, dos secciones y acoplamiento a transformador 328 Ilustración 11.12 Subestación compacta tipo exterior, arreglo radial simple 329 Ilustración 11.13 Arreglo para un equipo de bombeo 330 Ilustración 11.14 Arreglo típico de distribución de fuerza 331 Ilustración 11.15 Cuarto de sopladores 332 Ilustración 11.16 Subestación SF6 333 Ilustración 11.17 Dimensiones de tanques de combustible para plantas de emergencia 334 399 Í n dic e de ta bl a s Tabla 3.1 Requisitos de profundidad mínima 32 Tabla 3.2Tensiones eléctricas normalizadas 33 Tabla 3.3 Tensiones congeladas 34 Tabla 3.4 Efectos de la variación de tensión en los motores de inducción 34 Tabla 3.5 Valores recomendados de tensiones para motores de inducción 34 Tabla 4.1 Fórmulas eléctricas Valores típicos (por cada kVA) de reactancias para máquinas síncronas y de inducción 48 Tabla 4.2 Valores típicos (por cada kVA) de reactancias para máquinas síncronas y de inducción 87 Tabla 4.3 Rotativas - reactancia de las maquinas multiplicadores 87 Tabla 4.4 Factores para reactancias (o impedancias) en la combinación de máquina rotatoria 87 Tabla 4.5 Constantes de conductores para un espaciamiento simétrico de 1pie (0.3048m) 88 Tabla 4.6 Factor de espaciamiento de reactancia XB, en ohms por 1 000pies (30.48 m) de conductor 90 Tabla 4.7 Valores de impedancia para transformadores 91 Tabla 4.8 Factores de corrección por variación en la temperatura ambiente 92 Tabla 4.9 Factor de corrección por incremento en la profundidad de instalación 94 Tabla 4.10 Profundidad mínima de los ductos o bancos de ductos para cables en ductos subterráneos 94 Tabla 4.11 Separación mínima entre ductos o bancos de ductos y con respecto a otras estructuras subterráneas 94 Tabla 4.12 Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o cable 94 Tabla 4.13 Servicio por régimen de tiempo 95 Tabla 4.14 Conductor del secundario 95 Tabla 4.15 Radio geométrico de conductores usuales 95 Tabla 4.16 Características de conductores concéntricos normales 96 Tabla 4.17 Resistencia y reactancia en corriente alterna para los cables para 600 volts, 3 fases a 60 Hz y 75°C 98 Tabla 4.18 Ampacidades permisibles de conductores individuales aislados para tensiones hasta e incluyendo 2 000 volts al aire libre, basadas en una temperatura ambiente 30 °C 99 Tabla 4.19 Ampacidades permisibles en conductores aislados para tensiones hasta 2 000 volts y 60 °C a 90°C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o directamente enterrados, basados en una temperatura ambiente de 30° 100 Tabla 4.20 Corriente a plena carga de motores trifásicos de corriente alterna 101 Tabla 4.21 Número máximo de conductores compactos en tubería metálica eléctrica (EMT) 102 400 Tabla 4.22 Letras de código de indicación para rotor bloqueado 104 Tabla 4.23 Impedancia por metro y ángulo para conductores de baja tensión (Tabla de kVAR para mejorar el factor de potencia) 105 Tabla 4.24 Impedancia por metro y ángulo para conductores de baja tensión 106 Tabla 4.25 Efectos de las variaciones de tensión sobre el FP en motores de 2 polos=3600 r/min,60 h 107 Tabla 4.26 Valores máximos de corriente de arranque en amperes de motores trifásicos, de inducción, jaula de ardilla 220 volts nominal 108 Tabla 4.27 Tabla de kVAR para mejorar el factor de potencia 109 Tabla 4.28 Aspectos generales para especificación de reactores 110 Tabla 4.29 Valores por reactores 111 Tabla 4.30 Rangos de la relación x/r para sistemas equivalentes en instalaciones típicas 111 Tabla 5.1 Área de ocupación permisible para cables de un solo conductor en charolas portacables de tipo escalera, fondo ventilado o malla ventilada para cables de 2 000 volts o menos 115 Tabla 5.2 Soportes para tubo conduit metálico pesado 118 Tabla 5.3 Requisitos de profundidad mínima en instalaciones de 0 a 600 V 121 Tabla 5.4 Profundidad mínima de los ductos o bancos de ductos 122 Tabla 5.5 Separación mínima entre ductos o bancos de ductos y con respecto a otras estructuras subterráneas 122 Tabla 5.6 Separación mínima entre cables eléctricos y de comunicación propia del suministrador dentro de un mismo registro, pozo o bóveda 123 Tabla 5.7 Número máximo de conductores que pueden alojarse en el tubo de PVC Conduit 125 Tabla 5.8 Dimensiones y porcentaje disponible para los conductores del área del tubo conduit 128 Tabla 6.1 Dispositivos de sobrecarga para protección del motor 140 Tabla 6.2 Ajuste máximo de los dispositivos de protección contra cortocircuito y falla a tierra para circuitos derivados de motores 140 Tabla 6.3 Cargas Normalizadas para transformadores de corriente (corriente secundaria de 5 Amps) 145 Tabla 6.4 Constantes de forma para ecuación exponencial 159 Tabla 6.5 Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente 169 Tabla 6.6 Motores de inducción de rotor bloqueado 169 Tabla 6.7 Capacidades normativas de transformadores 169 Tabla 6.8 Valor nominal o ajuste máximo de la protección contra sobrecorriente para transformadores de más de 600 volts (como porcentaje de la corriente nominal del transformador) 170 Tabla 6.9 Valor nominal o ajuste máximo de la protección contra sobrecorriente para los transformadores de 600 volts y menos (como un porcentaje nominal de la corriente nominal del transformador) 170 Tabla 6.10 kVA de placa mínimos, para transformadores. 183 Tabla 6.11 Escala de corrientes 183 Tabla 6.12 Constantes tiempo-múltiplos de corriente 183 Tabla 6.13 Constantes tiempo-múltiplos de corriente. Por factor de corrección 184 401 Tabla 6.14 Datos puntos tiempo-corriente para graficar 184 Tabla 6.15 Datos puntos de la curva de daño 184 Tabla 6.16 Datos de valores de tiempo 184 Tabla 6.17 Relación de corrientes, para una corriente de disparo 184 Tabla 6.18 Resumiendo los valores anteriores de la curva de daño. Valores del factor de decremento 185 Tabla 6.19 Datos de valores tiempo-corriente 185 Tabla 6.20 Distancias de fuga recomendados 186 Tabla 7.1 Resistividad típica de superficies de materiales 188 Tabla 7.2 Valores del factor de decremento 189 Tabla 7.3 Resistencia a tierra del sistema. 191 Tabla 7.4 Designación de conductor de cobre para puesta a tierra (mínimo). 196 Tabla 7.5 Sección transversal mínima de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipos 198 Tabla 7.6 Conductor del electrodo de puesta a tierra para sistemas de corriente alterna 199 Tabla 8.1 Niveles de operación 228 Tabla 9.1Datos de luminarios 248 Tabla 9.2 Datos de motores 249 Tabla 9.3 Datos de otras carga 249 Tabla 9.4 Determinación de capacidad de generación 251 Tabla 9.5 Definición de cargas 253 Tabla 9.6 Tensiones de sistema en V c.d. 256 Tabla 9.7 Tensiones nominales de alimentación de cargadores de baterías 257 Tabla 9.8 Carga para alumbrado 257 Tabla 9.9 Carga para motores 257 Tabla 9.10 Otras cargas 257 Tabla 9.11 Planta de emergencia 258 Tabla 9.12 Carga eléctrica 261 Tabla 9.13 Máxima corriente de arranque a rotor bloqueado de motores trifásicos, diseño B, C y D para 60 Hz 275 Tabla 9.14 Corriente a rotor bloqueado en motores monofásicos con 2, 4, 6 y 8 polos 275 Tabla 9.15 Corriente a rotor bloqueado en motores monofásicos, de mediana potencia, diseños L y M 276 Tabla 9.16 Letras código a rotor bloqueado 276 Tabla 9.17 Arranque de motores a tensión reducida 276 Tabla 9.18 Factores de potencia al arranque 277 Tabla 9.19 Especificaciones de baterías plomo acido (funcionamiento promedio como suministro a 20°C, densidad de 1.265) 278 Tabla 9.20 Tensión final 1.75 V/celda 278 Tabla 9.21 Datos técnicos mínimos necesarios de la planta de emergencia 279 Tabla 9.22 Factor de decremento para altitudes mayores a 1 000 m.s.n.m. 279 Tabla 9.23 Tipo de detectores y principios de funcionamiento 280 402 Tabla 9.24 Carteles informativos 280 Tabla 10.1 Reflectancias en acabado madera 302 Tabla 10.2 Reflectancias en acabado metálico 302 Tabla 10.3 Reflectancias en vidrio 302 Tabla 10.4 Reflectancias en plástico 302 Tabla 10.5 Reflectancias en acabado mate 303 Tabla 10.6 Fórmulas 303 Tabla 10.7 Ejemplo de la obtención del coeficiente de utilización por medio de la cavidad del cuarto y las reflectancias efectivas de las cavidades del techo, pared y piso (método de cavidad zonal), para una luminaria determinada 304 Tabla 10.8 Identificación de niveles de iluminación 305 Tabla 10.9 Cálculo de distancias 306 Tabla 10.10 Niveles de iluminancia mínima 306 Tabla 10.11 Cálculo de coeficiente de utilización 306 Tabla 11.1 Distancia mínima del espacio de trabajo en una instalación eléctrica 335 Tabla 11.2 Espacio mínimo de seguridad de las partes vivas 335 Tabla 11.3 Especificación de equipo de subestación tipo poste (un poste) 336 Tabla 11.4 Subestación tipo dos poste (para bombeo agrícola) 337 Tabla 11.5 Características nominales de los postes de concreto reforzado 338 Tabla 11.6 Criterios de selección para S.E. compactas y rurales 339 403 Con t e n i d o a l fa bét ico Actividades, estudios y memorias de cálculo, pla- Canalizaciones eléctricas nos, documentos y especificaciones, catálogo de Capacidades conceptos y presupuesto base Características del diagrama de conexiones 308 6 113 266 Alarmas audibles en campo 273 Características eléctricas de los equipos Alcance de los documentos técnicos – administra- Características específicas de arreglos físicos tivos Características específicas de tableros 314 10 Alcance de los trabajos eléctricos 6 Alcance de los trabajos y suministros Alto parlantes (bocinas) 310 Características generales de selección 264 11 Características normativas 308 273 Cargador de baterías Alumbrado en subestaciones eléctricas 248 291 256 Catálogo de conceptos 10 Alumbrado para exteriores 290 Categorías de tensiones máximas de los equi- Alumbrado y circuitos de emergencia 267 pos 165 Área de tableros 284 Cercados y bardas 29 Arquitectura SCADA 226 Cercas Arranque y paro de motor 232 Arreglos básicos (diagramas) Charolas 23 30 115 Circuito alternador 242 Arreglos de conjunto 307 Circuitos de sistemas de emergencia para alum- Arreglos físicos 307 brado y fuerza 267 Banco de baterías Compresores 316 253 Banco de capacitores Banco de Tuberías 83 Conceptos generales para instalaciones eléctricas 116 Cables de baja tensión en los sistemas de bombeo, pozos, plantas potabi53 lizadoras, de tratamiento y desaladoras 15 Cables de control 218 Condiciones de seguridad 195 Cables de energía 47 Conductor de puesta a tierra de equipos 197 Caída de tensión al arranque de motores 62 Conductor de tierra en apartarrayos Cálculo de cortocircuito Conexión de puesta a tierra de un equipo 200 35 Cálculo del banco de batería Níquel-Cadmio Cálculo del banco de batería plomo-ácido Cálculo del cargador de baterías 255 254 256 204 Conexión y desconexión por baja presión, bajo nivel y baja calidad del agua 239 Controladores de motores 220 Cálculo del máximo aumento de Tensión en la red Control de nivel en tanque elevado de tierras 195 Control de retrolavado de filtros 240 Cálculo y selección de conductores eléctricos 47 Control para los circuitos de alumbrado de emer- Cálculo y selección de reactores limitadores de co- gencia 268 rriente 79 Control supervisorio Calibre mínimo del conductor de la red de tie- Coordinación con otras áreas de ingeniería 28 rras Coordinación de aislamiento 189 404 237 223 164 Coordinación de dispositivos de protección de so- Lista de tensiones de aguante nominales normali- brecorriente zadas a 60 Hz 165 158 Corriente máxima de falla a tierra 188 Listado de normas de cálculo, estudio y diseño de Cortocircuito monofásico instalaciones eléctricas 37 359 Cortocircuito trifásico 35 Longitud mínima del conductor requerido en la Datos técnicos requeridos de una planta de emer- red de tierras 194 gencia Memoria de cálculo 263 25 Descripción de los sistemas más utilizados para el Método de cálculo de los lúmenes suministro de energía eléctrica en plantas indus- Método de cavidad zonal 296 triales Método del cálculo para alumbrado localiza- 19 Determinación de centros de carga 18 do 290 293 Determinación de las tensiones de aguante reque- Métodos de arranque 62 ridas Métodos de cálculo del sistema de fuerza 164 Determinación del factor de potencia Determinación del tipo de carga Diagramas de control eléctrico 69 Muros en bardas 247 Normas aplicables Diagramas lógicos de control 230 Diseño preliminar de la red de tierras 30 Nivel de iluminación recomendado 230 Operación 265 190 Pasos de la coordinación de dispositivos de sobrecorriente Distribución de fuerza Planeación del sistema eléctrico 15 Ductos 281 5 Dispositivos de protección de sobrecorriente 134 Ducto metálico 312 116 165 Planos de diseño 127 25 Portones vehiculares 30 Elementos estructurales en bardas 29 Protección contra sobrecorriente 270 Equipos auxiliares de control Protección de alimentadores 153 Equipos de control 35 214 213 Protección de equipo 149 Estaciones manuales de alarma 274 Protección de motores 152 Estructura del proyecto eléctrico 5 Protección de transformadores 149 Factibilidad de suministro de energía eléctri- Protecciones ca Registros eléctricos 122 351 133 Factor de potencia 69 Relevadores 141 Factor de relleno 114 Requerimientos mínimos de coordinación de pro- Funciones del cargador Fusibles 256 tecciones de sobrecorrientes 134 158 Resistencia de la red de tierras 194 Instrumentos de gestión 1 Sección transversal del conductor del electrodo de Instrumentos de medición 245 puesta a tierra de un sistema de corriente alter- Instrumentos de medición, protección, alarmas y na señalización Sección transversal de los conductores de puesta a 266 199 Interpretación de curvas de operación de dispositi- tierra para canalizaciones y equipo vos de sobrecorriente 163 Secuencia de arranque Interruptores automáticos 138 Selección de la escala de corrientes 175 232 Selección de tensiones 18 405 197 Simbología 387 Subestaciones eléctricas 308 Sistema contra incendios 271 Suministro de energía eléctrica Sistema de aire acondicionado 25 Tableros de control Sistema de alarmas Tensiones normalizadas 19 272 Sistema de doble conversión 264 Sistema de energía ininterrumpible Tipos de acometida 263 219 309 Tipos de canalizaciones 113 Sistema de modulación por ancho de pulso Tipos de electrodos 192 (PWM) Transferencia 264 27 233 Sistema de tierras 187 Transformadores de corriente Sistemas auxiliares 318 Transformadores de instrumentos Sistemas de alumbrado Sistemas de control 281 144 144 Transformadores de potencial 148 213 Tubería conduit de pvc 124 Sistemas de distribución 19 Ubicación de los interruptores Sistemas de emergencia 247 Usos permitidos Soportería 118 406 116 269 No ta s: 407 408 409 410 411 412 Cuidemos y valoremos el agua que mueve a México www.semarnat.gob.mx www.conagua.gob.mx