proyecto final sbalmaceda-llopez

IE-1171 Diseño Eléctrico Industrial II

Profesor: Wagner Pineda R.

Proyecto Final

Grupo de Trabajo:Sebastián Balmaceda Meza A50674Laura López Leiva A63236

9 de diciembre del 2011.

Diseño Eléctrico Industrial II Proyecto Final: S. Balmaceda-L. López

II-2011

Índice de Contenidos

Índice de Contenidos......................................................................................................................2

1. Cálculo de Corrientes de Cortocircuito Trifásica..................................................................3

2. Coordinación de Protecciones................................................................................................4

3. Diseño de Sistema de Puesta a Tierra....................................................................................9

4. Transformador Óptimo.........................................................................................................13

5. Protección por sobretensión.................................................................................................17

6. Selección de pararrayos........................................................................................................22

2

(10)

(8)

(1)


II-2011

1. Cálculo de Corrientes de Cortocircuito TrifásicaSe calcularon las corrientes de cortocircuito trifásico de todos los tableros de la

instalación, por medio del método punto a punto. En la Figura 1.1. se muestra el diagrama unifilar de la instalación en estudio, con los puntos de cálculo de corriente numerados, en relación a las localizaciones de la Tabla 1.1. en la cual se muestra un resumen de los resultados obtenidos. (La hoja de cálculo adjunta <<Cálculo de Cortocircuito Punto a Punto_Proyecto Final _SBalmaceda-LLopez.xls>> muestra la manera en que dichas corrientes fueron obtenidas).

Figura 1.1. Unifilar de la Instalación en Estudio.

Tabla 1.1. Corrientes de Cortocircuito Para Cada Tablero de la Instalación.

Resumen de Corrientes de Cortocircuito Calculadas Punto a Punto

(1) Lado Baja Trafo

de 1500 kVA

(2) Tablero TP

(3) Tablero MEC1

(4) Tablero MEC2

(5) Tablero MEC3

(6) Tablero

CHILLER1

(7) Tablero

CHILLER2

Ic.c. (A)31.378,6

5 29.988,1928.155,0

7 28.155,0725.012,8

0 19.311,54 19.311,54

3

(2)

(6)(5)(4)(3) (7)

(9)

(11) (12) (13) (14)


II-2011

(8) Lado Alta Trafo

de 225 kVA

(9) Lado Baja Trafo

de 225 kVA

(10) Tablero P

(11) Tablero A

(12) Tablero B

(13) Tablero C

(14) Tablero D

Ic.c. (A)26.346,6

6 9.215,27 8.661,87 6.846,38 6.184,04 7.099,72 7.314,17

2. Coordinación de ProteccionesRealizar la coordinación de protecciones de todos los elementos del diagrama, esto

incluye:(25 %)- Interruptor de media tensión (Llave seccionadora marca G&W para lo cual se le

adjuntan el archivo Excel en su pestaña A)- Transformador, con sus dos fusibles internos, tanto el de bayoneta Cooper

358C), como el limitador de corriente de rango parcial (Cooper ELSP de 23 KV)- Interruptor principal de 2000 A- Todos los interruptores del tablero TP y P- Transformador seco, todos los tableros del tablero TP y P- Todos los cables involucrados en todo el diseño. - Considere si sus tableros son Panelboard, Switchboard, Switchgear o algún otro

tipo de tablero y su capacidad de cortocircuito, para lo cual deberá indicar de acuerdo a su coordinación de protecciones, que tipo de tablero es cada uno.

Solución:

Primero se analizó la coordinación selectiva por medio del programa CYME.CYMTCC®, de todos los elementos que actúan o se enlazan en el Tablero Principal “TP”, para luego realizar la coordinación del Tablero P. Los elementos en el Tablero TP son los siguientes:

- Fusible Limitador de Corriente Cooper ELSP 23 kV, Servicio nominal 250, Curva No. R240-91-84.

- Curva de Daño y Magnetización de Trafode Pedestal de 1500kVA, Y-Y, 34.5kV-480/277V, 5.75%.

- Fusible Cooper 358C Bayonet, Servicio Nominal 25A, C10. Curva No. R240-91-51.

- Llave seccionadora, fusible G&W, Tipo: Centerior a 15, Servicio nominal 75, Curva No. FC 3.

4


II-2011

- Conductor 500 MCM: 6 conductores por fase, Cobre, RHW-2.

- Interruptor Tablero TP: interruptor de estado sólido de baja tensión, SQ DPX 2000, Larga Duración: ajuste de corriente 1.1, banda de retardo Int, Multiplicador 1; Instantáneo, Multiplicador:25. Curva 677-14.

- Conductor Lado de Alta del Trafo Seco: 2 conductores por fase, 3/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero P (Lado de Alta del Trafo): Interruptor automático de estuche molde, SQ D LC 300-400 A, Toma: 400, Umbral de Ajuste 10.00, Curva No. 650-5,6.

- Conductor Tablero MEC1: 3 conductores por fase, 350 THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero MEC1: Interruptor automático de estuche molde, SQ D MA/MH 700-1000A, Toma: 800, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 665-3.

- Conductor Tablero MEC2: 3 conductores por fase, 350 THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero MEC2: Interruptor automático de estuche molde, SQ D MA/MH 700-1000A, Toma: 800, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 665-3.

- Conductor Tablero MEC3: 2 conductores por fase, 1/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero MEC3: Interruptor automático de estuche molde, SQ D LA/LH 250-400A, Toma: 300, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 660-3.

- Conductor Tablero CHILLER1: 1 conductor por fase, 3/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero CHILLER1: Interruptor automático de estuche molde, SQ D MA/LH 700-1000, Toma: 800, Umbral de Ajuste 6.00, Curva No. 665-3.

- Conductor Tablero CHILLER2: 1 conductor por fase, 3/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero CHILLER2: Interruptor automático de estuche molde, SQ D MA/LH 700-1000, Toma: 800, Umbral de Ajuste 6.00, Curva No. 665-3.

Los tipos de tableros utilizados son los siguientes:

- Tablero TP: Switchboard Square D, Power-Style®Commercial Multi-MeteringLever Bypass, Type RG, Ampacidad 2500 A, SCCR35 kA @480V.

- Tableros MEC1, MEC2, CHILLER1, CHILLER2:Panelboard Square D, QMB Power Panelboards, UL Class L, 600V, 601 – 800A.

5


II-2011

- TableroP:Panelboard Square D, QMB Power Panelboards, UL Class RK1, 600V, 401 – 600A.

- Tableros A, B, C, D:Panelboard Square D, NQ Lighting Panelboards,600Y/347Vac maximum, 600A maximum main circuit breaker, 800A maximum main lugs;14,000A through 200,000A SCCR.

En la siguiente figura se muestra la coordinación selectiva por medio del programa CYME.CYMTCC®, del Tablero TP.

6


II-2011

Figura 2.1. Coordinación para los elementos del Tablero TP, por medio del programa CYME.CYMTCC®.

7


II-2011

Seguidamente, se realizó la coordinación de las protecciones asociados al Tablero P, el cual involucra los siguientes elementos, resaltados con el color de la respectiva curva de coordinación, la cual se obtuvo por medio del programa CYME.CYMTCC®, y se muestran en la Figura 2.2:

- Conductor Lado de Alta del Trafo Seco: 2 conductores por fase, 3/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero P (Lado de Alta del Trafo): Interruptor automático de estuche molde, SQ D LC 300-400 A, Toma: 400, Umbral de Ajuste 10.00, Curva No. 650-5,6.

- Curva de Daño y Magnetización de Trafo Seco de 225 kVA, Delta-Y, 480-120/208V, 5.75%.

- Conductor Lado de Baja del Trafo Seco: 2 conductores por fase, 350 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero P (Lado de Baja del Trafo): Interruptor automático de estuche molde, SQ D LC 300-400 A, Toma: 300, Umbral de Ajuste 10.00, Curva No. 650-5,6.

- Conductor Tablero A: 1 conductor por fase, 1/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero A: Interruptor automático de estuche molde, SQ D J FRAME 150-250, Toma: 175, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 50-5.

- Conductor Tablero B: 1 conductor por fase, 2 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero B: Interruptor automático de estuche molde, SQ D F FA/FH, 90A, Toma: 90, Curva No. 650-5, 1985.

- Conductor Tablero C: 1 conductor por fase, 2/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero C: Interruptor automático de estuche molde, SQ D J FRAME 150-250, Toma: 175, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 50-5.

- Conductor Tablero D: 1 conductor por fase, 3/0 AWG THHN, Cobre.

- Interruptor Tablero D: Interruptor automático de estuche molde, SQ D J FRAME 150-250, Toma: 200, Umbral de Ajuste 5.00, Curva No. 50-5.

8


II-2011

Figura 2.2. Coordinación para los elementos del Tablero P, por medio del programa CYME.CYMTCC®.

9


II-2011

3. Diseño de Sistema de Puesta a Tierra

Diseñar el sistema de puesta a tierra con los datos de medición dados mostrados en la Tabla 3.1, sabiendo que deberá estar por debajo de 10 Ω (20 %).

Tabla 3.1. Medición de Resistencia.

Distancia de separación VALORES DE RESISTENCIA MEDIDOS (Ohmios)

a (m) Dirección N-S Dirección E-O Dirección S-O Dirección N-E

0,5 33,60 22,90 27,20 22,80

1 13,01 10,54 11,09 11,57

2 5,21 5,00 5,37 4,58

4 1,39 1,33 1,43 1,34

6 0,65 0,66 0,68 0,63

10 0,33 0,30 0,33 0,32

15 0,15 0,18 0,22 0,18

Con las anteriores mediciones, se calcula primero la resistividad aparente para cada resistencia medida, según su correspondiente distancia de medición y aplicando la siguiente fórmula:

ρ=2πaR (Ec. 1)

Dónde: a es la distancia de cada medición o radio de la semiesfera encerrada entre los electrodos internos del equipo de medición; y Res la resistencia medida por el instrumento.

Por lo tanto, la resistividad aparente para cada medición, se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 3.2. Resistividades aparentes calculadas.

Distancia de separación CÁLCULO DE LA RESISTIVIDAD APARENTE DEL

TERRENO pa ( Ohmios - m)

a (m)Dirección

N-SDirección E-

ODirección S-

ODirección

N-E0,5 105,56 71,94 85,45 71,631 81,74 66,22 69,68 72,702 65,47 62,83 67,48 57,554 34,93 33,43 35,94 33,68

10


II-2011

8 32,67 33,18 34,18 31,6710 20,73 18,85 20,73 20,1115 14,14 16,96 20,73 16,96

Con estos valores, se obtiene una resistividad aparente promedio para cada distancia de espaciamiento.

Tabla 3.3. Resistividades aparentes promedio calculadas.Resistividad Aparente Promedio

Distancia de separación ρ (Ω m)∙

a (m)0,5 83,641 72,592 63,334 34,498 32,92

10 20,1115 17,20

Por medio del método de dos capas de manera analítica la resistividad del terreno en estudio, con los valores de resistividad aparente de la Tabla 3.3, se determina la profundidad de separación de dichas capas; buscando que la relación ρa/( ρ1/ ρ2), tenga la menor desviación estándar, evaluando diferentes valores de “h”, tal y como lo muestra la siguiente tabla.

Tabla 3.4. Determinación de la profundidad de separación de las capas de terreno.h=0,5 h=1 h=2 h=3 h=3,5 h=3,75 h=4 h=5 h=6

a ( m ) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2) ρa/(ρ1/ρ2)0,5 107,187 87,664 84,214 83,819 83,755 83,735 83,719 83,683 83,6671 163,674 93,016 76,075 73,716 73,314 73,182 73,081 72,844 72,7372 259,893 142,812 81,160 69,854 67,689 66,956 66,378 64,982 64,3204 169,964 141,549 77,782 53,282 47,762 45,799 44,203 40,135 38,0458 179,280 162,224 135,103 99,700 85,355 79,419 74,240 59,461 50,856

10 112,720 102,356 90,157 73,692 64,937 60,885 57,137 45,337 37,74015 100,509 92,823 83,917 77,127 72,918 70,581 68,128 57,984 48,879

Desv. 56,161 30,406 20,517 14,074 12,684 12,604 12,825 15,066 17,537

De la anterior tabla, se concluye que la profundidad de separación de capas que presenta la menor desviación estándar, es la de h=3,75 m. Por lo que los valores definitivos de resistividad de las capas se muestran en la siguiente tabla.

11


II-2011

Tabla 3.5. Resultados obtenidos por el método analítico.

Nuevo ρ1 (Ω m)∙ 68,65Nuevo ρ2 (Ω m)∙ 14,12Número de mediciones 7k -0,6589

Por lo tanto, se concluye que el terreno en estudio tiene una disposición de dos capas de resistividad, como los describe la siguiente figura.

Figura 3.1. Terreno de dos capas de resistividad obtenido.

Determinación de un resultado adecuado de resistividad de terreno.

Con los valores finales de resistividad de ambas capas de terreno, se procede a elegir el valor de resistividad, para proceder al diseño de la malla de puesta a tierra de la subestación, acorde con lo que establece la norma IEEE 80-2000.

Determinación de la resistividad de diseño

Según la sección 13.4 de la norma IEEE 80-2000: “Interpretación de las mediciones de resistividad de terreno", se utiliza la ecuación (47):

ρa (av1)=ρa(1)+ρa (2)+ ρa (3)+⋯+ ρa(n)

n(Ec. 2)

En tal ecuación se asume un terreno uniforme, y se suman los valores de las resistividades aparentes y se dividen entre la cantidad de mediciones realizadas, en el caso en estudio, la resistividad de sería, 46,33 Ω m∙ .

Por otro lado, si se utiliza la ecuación (48) de la norma IEEE 80-2000, la cual consiste en restar a la resistividad máxima, la resistividad mínima y dividirlo entre dos, como lo muestra la Ec.3, se obtendría 50,42 Ω m∙ .

12

ρ1≈68,65 Ω∙m

ρ2≈14,12 Ω∙m

h=3,75 m


II-2011

ρa2 (av2)=ρa(max )+ ρa(min)

2(Ec. 3)

Se decide utilizar una resistividad de 50,42 Ω m∙ , ya que es el mayor de los dos valores antes calculado, por lo que da un margen de seguridad al diseño. Con este valor de resistividad se buscará el diseño de malla de puesta a tierra más económico y que mejor a la resistencia de puesta a tierra de 10 Ω deseados.

Según la Tabla N° 13(pág. 131) de la Norma IEEE Std. 142-1991, utilizando una configuración de estrella de tres puntas, con longitud de brazo L=2 m, profundidad s/2=1,5m, es decir varillas con longitud de 1,5 m y de radio a=0,008; se obtiene una resistencia de 9,38 Ω. Logrando un valor menor de resistencia al deseado de 10 Ω, con la configuración más económica que alcanza dicho valor a una resistividad de 50,42 Ω m∙ .

Tabla 3.6. Resistencias calculadas según IEEE Std 142-1991, con resistividad de 50,42 Ω m.∙

13


II-2011

14


II-2011

4. Transformador Óptimo

Determinar si la potencia del transformador es la óptima para el perfil de carga ofrecido (15 %).

Solución:

Del documento, se tiene que la potencia máxima fue de 628,55 KVA y se dio el día 10 de mayo del 2007 a las 17:15 horas. De manera que se tomó un rango de mediciones que contuvieran el día de máxima potencia demandada, este consecutivo abarcó desde el día 04/24/07 a las 24:00 horas, hasta el día 05/20/07 a las 23:45 horas.

Con los datos de estas mediciones, se obtuvo:

Tabla 4.1. Estimación del estado de Precarga y Sobrecarga.

PRECARGA SOBRECARGA

RMS 421,9 451,44

No. de puntos 1 95

INIT. PU 0,94

S.C. PU 1,00

Lo que equivale a un periodo de sobrecarga de 23.75 horas, desde las 15:30 horas a las 15:15 horas y un periodo de precarga desde las 15:15 horas a las 15:30 horas, para un total de 0.25 horas.

Como la tabla abarca horas en punto, se definió un período de sobrecarga de 24 horas y 0 horas en precarga.

15


II-2011

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223240.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

450.00

500.00Carga y Precarga

Carga

Horas

kVA

Figura 4.1. Gráfico del perfil de carga.

Para analizar si el transformador instalado originalmente, de 1500 kVA, protege este perfil de carga, se hizo uso de la Tabla No. 7 del estándar ANSI/IEEE C57.91-1985, para un período de sobrecarga de 24 horas consecutivas, una temperatura ambiente de 30°C y un porcentaje de pérdida de vida útil normal. Lo cual resultó en un factor de pico de carga, en p.u de 1,07. Así el transformador ideal al ser multiplicado por este factor mostró el siguiente comportamiento:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 240.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

1600.00

1800.00

Carga y Precarga

Carga

Trafo Original 1 500 kVA

Horas

kVA

Figura 4.2. Gráfico del perfil de carga y cargabilidad del transformador diseñado.

16


II-2011

Realizando un análisis de pérdidas para ver si existe un transformador que genere menores que el instalado de 1 500 kVA, se obtuvo que con los datos obtenidos para pérdidas de cada uno de los transformadores analizados, el que mejor se adaptan a la carga, según su perfil de carga y sus niveles de potencia máxima y precarga, es el transformador de 2 000 kVA, ya que es el que produce menor número de pérdidas al final de su vida útil (20 años). Se analizaron los casos para el transformador de 1 500 kVA definido en el enunciado y para transformadores de potencia mayor a la potencia máxima de sobrecarga 500 kVA, 750 kVA, 1 000 kVA, 2 000 kVA y 2 500 kVA como de éstos hay una opción (transformador de 2 000 kVA) que genera menores pérdidas, se consideró como el óptimo.

Al realizar el análisis de cargabilidad del transformador de 2 000 kVA con respecto al ya instalado de 1 500 kVA, se obtuvo (aplicando el mismo factor de 1,07 p.u encontrado anteriormente):

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 240.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00Carga y Precarga

Carga

Trafo Original 1 500 kVA

Trafo Ideal 2 000 kVA

Horas

kVA

Figura 4.2. Gráfico del perfil de carga y cargabilidad del transformador diseñado y el transformador ideal.

Donde se demuestra que este transformador cumple con el perfil de carga del proyecto.

17

Diseño Eléctrico Industrial II Proyecto Final: S. Balmaceda-L. López II-2011

Tabla 4.2. Cálculo de Transformador Ideal considerando mínimas pérdidas.

Sobrecarga Precarga Pot Trafo (VA)Pérdidas en núcleo (kW)

Pérdidas en devanados

(kW)

Total de perdidas en

núcleo

Perdidas en precarga

Pérdidas en sobrecarga

Total de pérdidas en devanados

Total de Pérdidas

451444 421904 1500000 2,150 12,500 376680 0 198366,5341 198366,5341575047

451444 421904 500000 1,025 5,000 179580 0 714119,5229 714119,5229893700

451444 421904 750000 1,310 6,800 229512 0 431645,5783 431645,5783661158

451444 421904 1000000 1,650 9,500 289080 0 339206,7734 339206,7734628287

451444 421904 2000000 2,450 14,500 429240 0 129434,1635 129434,1635558674

451444 421904 2500000 3,000 18,000 525600 0 102833,2113 102833,2113628433

16


5. Protección por sobretensión

Para el catálogo de pararrayos de baja tensión ofrecido (Leviton), indique el esquema de protección por sobretensión, y su ubicación a lo largo del diseño. Deberá especificar cada uno y su respectivo catalogo (10 %)

Solución:

La protección contra sobretensiones (incrementos en el nivel de tensión de duración menor a un ciclo) o transientes (incrementos en el nivel de tensión extremadamente rápidos por cortos períodos de tiempo (<50 µs)) de tensión consiste en uno o más descargadores, fusibles opcionales y mecanismos de cortocircuito, entre otros. Los cuales se utilizan para limitar la sobretensión en equipos y circuitos eléctricos y electrónicos de baja tensión.

Según la normativa de la IEEE C62.41 – 1991 se definen tres áreas de protección en baja tensión, los cuales se detallan en el siguiente recuadro:

Figura 5.1. Áreas de protección según la normativa IEEE C62.41-1991.

17


Según estas zonas de protección y el diagrama unifilar dado en la figura y con el catálogo de pararrayos de baja tensión de Leviton

Figura 5.2. Diagrama unifilar de la instalación en estudio.

Se considerarán los dispositivos de sobretensión para las zonas A y B (ya que para la zona C que corresponde a los transformadores se hará uso de descargadores de media tensión, los cuales escapan al catálogo de Leviton para dispositivos de protección de baja tensión). La zona B “Service Entrance” corresponderá en el diagrama unifilar a los tableros de cada uno de los módulos (P, MEC1, MEC2, MEC3, CHILLER1, CHILLER2, A, B, C y D) y la zona A se definirá como salidas de servicio de cada módulo, aunque éstas no se especifiquen con claridad en el diagrama unifilar.

El primer elemento a considerar en un línea completa de protección corresponde a un “Surge Protection Panel” y como no se especifica a qué tipo de actividad corresponde cada módulo del diagrama, se recomendarán dos equipos:

- 75 000/74 000 SERIES: Si se considerán tableros de industria y comercio. Estos dispositivos son diseñados para soportar las más críticas condiciones, proveen siete modos de protección y es capaz de soportar una corriente de 320 kA.

18


Tabla 5.1. Modelo 75000/74000 Leviton.

Se recomienda específicamente el modelo 75 277 -7 M3 para los tableros P, MEC1, MEC2, MEC3, CHILLER1 y CHILLER2.

- Si se considera, aparte de la industria y comercio, que existen clientes residenciales, se recomienda el dispositivo 51120/51110 SERIES: Donde el modelo serie 51120 es ideal para casas costosas con aplicaciones trifásicas y ambientes de comercio pequeños (soporte de corriente de 50 kA), el modelo 51110 es limitado a ambientes totalmente residenciales (corriente máxima de 48 kA).


Se recomienda para los tableros A, B, C y D del tablero P, el modelo [A] 51120-003 si se consideran diseños residenciales más costosos o pequeños comercios o el modelo [C] 51110-001 para aplicaciones residenciales sencillas.

Adicionalmente, para los tableros P, MEC1, MEC2, CHILLER1 y CHILLER2 se considerará instalar un dispositivo de la línea LOW VOLTAGE SURGE MODULES de Leviton, para procurar una protección más robusta contra las sobretensiones en caso de ambientes industriales. Los cuales don ideales para instalación en gabinetes de control y proveen protección para PLC’s y otros dispositivos de control de datos.

19


Se recomienda el modelo de la serie 3400/3800. Los cuales son designados para la protección de equipos de control y automatización en industrias. Específicamente el modelo 3861-ETH.


Considerando la zona A o de salidas de operación de servicio específico de cada módulo, como se cuenta con información específica de las aplicaciones para la cual están destinados, se recomendará la aplicación de:

- “Surge protection receptacles” los cuales cumplen con garantía UL 1449 y son recomendados para aplicaciones residenciales, comerciales, industria y hospitales, proveen seguridad a bajos costos.

Específicamente el modelo los modelos acenti™ style ACSSR (DUPLEX) /ACSR6 (SIX-PLEX) SERIES. Para colocar en todos los módulos de diagrama unifilar.

Tabla 5.4. Modelo Acenti™ style ACSSR (DUPLEX) /ACSR6 (SIX-PLEX) SERIES Leviton.

20


- “Power Distribution Units (PDU’s)” los cuales ayudan a proteger los equipos sensibles y vitales de electrónica. Moldelo 5500-20 L, para colocar en los tableros A, B, C y D debido a la tensión de servicio de 120 V (únicamente si las aplicaciones lo requirieran).

Tabla 5.5. Modelo 5500-20 L Leviton.

- “UNINTERRUPTIBLE POWER SUPPLIES (UPS’s)”: Serie COMPACT ideal para colocar en el punto de uso de computadores y accesorios de éstas, pequeños sistemas de telecomunicaciones y sistemas de entretenimiento en hogar. Para implementar en todos los módulos.

Tabla 5.6. Modelo Serie COMPACT para UPS’s Leviton.

21


6. Selección de pararrayos

Seleccionar el pararrayos de media tensión de acuerdo al catálogo ofrecido, sabiendo que la tensión de servicio es 34.5/19.92 KV en estrella aterrizada, de acuerdo al catálogo dado para este elemento (10 %).

Solución:

Primero se calcula la máxima tensión continua de operación, sabiendo que es la máxima tensión de diseño que se puede aplicar de forma continua entre los terminales de un descargador. La tensión continua de operación seleccionada deberá ser al menos igual a la tensión aplicada permanentemente durante las condiciones de servicio. Cuando el descargador se conecta fase – tierra, el MCOV es igual a la máxima tensión del sistema dividido por √3. La máxima tensión del sistema es usualmente 1.05 o 1.10 veces la tensión nominal del sistema.

Así:

MCOV =1,05∗34,5kV

√3=21,52kV

Con este dato, y sabiendo que para un nivel de tensión de 34,5 kV el BIL debe ser de 150 kV, se escoge el descargador HE27 del catálogo MVB-L3-FBX-25 (© - AREVA – 2003). El cual consta de un nivel de tensión Uc de 22,5 kV rms (ya que es el valor inmediatamente superior al establecido de 21,52 kV), con este valor de Uc se obtuvieron los siguientes valores de tensión residual para cada una de los frentes de onda establecidos:

Tabla 6.1. Valores de tensión residual del pararrayos para Uc = 22,5 kV rms.

wave 1/… us at

wave 8/20 us at wave 30/60 us at

Uc (kV rms)

10 kA peak 5 kA peak

10 kA peak

20 kA peak

0,5 kA peak

22,5 82,9 72,2 76,8 84,9 61,1

Entonces se calculan los márgenes de protección como se indica:

- MC1:

22


MC 1=( 1,15∗BILTensi ón Residual para ondade1μs a10kA

−1)∗100%

MC 1=( 1,15∗15082,9−1)∗100%=108 ,08%

- MC2:

MC 2=( 1∗BIL

Tensi ón Residual para ondade820

μs paracada valor de corriente−1)∗100%

MC 2=( 15072,2−1)∗100%=107 ,76%

MC 2=( 15076,8−1)∗100%=95 ,31%

MC 2=( 15084,9−1)∗100%=76 ,68%

- MC3:

MC 3=( 0,83∗BILTensi ón Residual paraondade30 /60μs a0,5kA

−1)∗100%

MC 3=( 0,83∗15084,9−1)∗100%=103 ,76%

Donde todos los márgenes se encuentran por encima del mínimo de 20% de protección.

Los datos completos de este pararrayos son:

23


Tabla 6.2. Datos del fabricante para el pararrayos seleccionado.

Donde las dimensiones B, D y E se estiman como se muestra en el esquema del elemento:

Figura 6.1. Dimensiones del pararrayos.

24

proyecto final sbalmaceda-llopez

Documents