INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL                                                ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA 

                                                                  

“PROYECTO SELECCIÓN DE EQUIPO ELECTRICO PARA UNA NAVE INDUSTRIAL DENOMINADA BLACK AND DECKER.” 

     

T E S IS    

  

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:  

INGENIERO ELECTRICISTA  

   

 PRESENTAN: 

ROBERTO DIAZ SANCHEZ ADAN ELIUTT RUIZ MORAN 

  

 ASESOR: 

 ING. GILBERTO ENRIQUEZ HARPER 

   

MEXICO, D.F.  2009 

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL " ADOLFO LOPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA POR LA OPCION DE TITULACION TESIS COLECTIVA y EXAMEN ORAL DEBERA(N) DESARROLLAR

C. ROBERTO DIAZ SANCHEZ C. ADAN ELIDTT RUIZ MORAN

"PROYECTO SELECCION DE EQUIPO ELECTRICO PARA UNA NAVE INDUSTRIAL DENOMINADA BLACK AND DECKER."

REALIZAR UN PROYECTO APLICABLE A LAS INSTALAOONES ELECTRICAS YA SEA EN MEDIA TENSION y BAJA TENSION DE UNA NAVE INDUSTRAL PARA HACER LO MAS FACTIBLE Y APLICABLE A LAS NUEVAS OENERACIONES DE TAL MODO QUE APLIQUEN SUS CONO CINITENTOS y CRITERIOS ADQUIRIDOS PARA ASI LOGRAR SU MEJOR APROVECHAMIENTO Y DESEMPEÑO EN EL CAMPO LABORAL BASADO EN UN PROYECTO REAL.

(. INDICE. •:. INTRODUCCION. (. GENERALIDADES. •:. GENERACION DE LA ENERGÍA ELECTRICA. .:. IMPORTANCIA DE LOS TRANFORMADORES EN EL PROGRASO DEL DESARROlLO

ACTUAL. •:. ACO:METIDAS. •:. MEMORIA DE CALCULO. •:. SELECCION DE APARTARRAYO• •:. SELECCION DE POSTE MARCADO E IDENTIFICACION. •) SELECCION DEL TABLERO DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSION. •:. SELECCION DE AU:MENTADQRES. •:. OBJETIVO.. •:. CONCLUSIONES y BIBUOGRAFIA.

México D.F., A 14 de Enero de 2009.

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Dedicatoria Con cariño a mis padres, Roberto Díaz Corona E Isaura Sánchez Colin. Por darme la vida, por creer en mí, Y por comprender y tener fe en mis metas. A mi hermano, Alejandro Díaz Sánchez, por su fe y cariño que me ha depositado. A mi prometida, Yadira García Mojica por su fe ,cariño tiempo y comprensión que me ha otorgado. A través de estos años. A la familia Cortez y Ma de la Luz Sánchez Colín por su Insistencia a realizar mi tesis para cerrar una etapa mas. A mi tía Leticia Sánchez Colín por su fe y cariño así como creer en mis metas. A esa parte de mí que nunca se rinde y que en menos de un segundo toma las decisiones menos esperadas en los momentos más críticos de mi vida .así como en los momentos mas exitosos de mi vida. ROBERTO DIAZ SANCHEZ

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Dedicatoria A mis padres que me han dado lo más importante, que es la vida. A mi familia, como una muestra de mi cariño y agradecimiento, por todo el amor brindado de mi hijo Jesús Eduardo, por que su presencia ha sido y será siempre el motivo más grande que me impulso para lograr esta meta, a mi esposa Aidé por su comprensión y tolerancia. A mis tíos: Ing. Germán Resentís Andrade por la sabiduría y los conocimientos que me transmitió para realizar este proyecto, y Nicolás Moran Chávez con su madurez y experiencia en la vida me ayudo a ser un hombre de bien y ahora que no están conmigo, me siguen acompañando ene l corazón y ayudando desde el cielo. Por lo que ha sido y será…Gracias. ADAN ELIUTT RUIZ MORAN

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INDICE PAG INTRODUCCION GENERALIDADES 1.0 GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA 9 1.1 LINEAS DE TRANSMISION 10 2.0 IMPORTANCIA DEL TRANSFORMADOR EN

EN EL PROGRESO DEL DESARROLLO ACTUAL 12

2.1.1 UTILIZACION Y PRUEBAS AL TRANSFORMADOR 14 2.1.2 EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA 18 2.2 LA TRANSFORMACION. 21 2.3.0 DEFINICION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÒN 30 2.3.1 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION 31 2.3.2 ELEMENTOS PRINCIPALES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION 36 2.3.3 ALIMENTADORES PRIMARIOS DE MEDIA TENSION 36 2.3.4 ALIMENTADORES SECUNDARIOS 40 3.0 ACOMETIDAS 43 3.1.1 MEDICION 44 3.2.0 ELEMENTOS SECUNDARIOS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION 45 3.3.0 PARAMETROS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION 52 3.3.1 CARGA INSTALADA 53 3.3.2 DEMANDA 55 3.3.3 FACTOR DE CARGA 59 3.3.4 FACTOR DE DEMANDA 60 3.3.5 FACTOR DE POTENCIA 63 3.3.6 FACTOR DE UTILIZACION 65 3.3.7 FACTOR DE DIVERSIDAD 65 3.3.8 FACTOR DE SIMULTANIEIDAD 67 3.3.9 FACTOR DE COINCIDENCIA 69

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4.0. MEMORIA DE CALCULO 77 4.1.2 CUADRO DE CARGAS 81 4.1.3 SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR 83 4.1.4 DENSIDAD DE CARGA 85 4.1.5 CALCULO DE LA CORRIENTE PRIMARIA Y SECUNDARIA 85 4.1.6 CALCULO Y SELECCION DE LA CARGA AL TRANSFORMADOR 86 5.0 SELECCIÓN DEL APARTARRAYO 88 5.1 CALCULO DEL APARTARRAYO A SELECCIONAR 101 5.2 RELACION DE PROTECCION AL APRTARRAYO 101 6.0 SELECCIÓN DEL POSTE MARCADO E IDENTIFICACION 103 7.0 SELECCIONDEL TABLERO DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSION 111 8.0 SELECCIÓN DE ALIMENTADORES. 112 8.1.1 CALCULO DE INTERRUPTOR PRINCIPAL 116 8.2.0 SELECCIÓN DE LA PLANTA DE EMERGENCIA 116 8.3.0 VERIFICACION DE CALCULO 116 10.0 CONCLUSIONES 118 11.0.0 BIBLIOGRAFIA 119

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OBJETIVO RREEAALLIIZZAARR UUNN PPRROOYYEECCTTOO AAPPLLIICCBBAABBLLEE AA LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS EELLEECCTTRRIICCAASS YYAA SSEEAA EENN MMEEDDIIAA TTEENNSSIIOONN YY BBAAJJAA TTEENNSSIIOONN DDEE UUNNAA NNAAVVEE IINNDDUUSSTTRRIIAALL PPAARRAA HHAACCEERR LLOO MMAASS FFAACCTTIIBBLLEE YY AAPPLLIICCAABBLLEE AA LLAASS NNUUEEVVAASS GGEENNEERRAACCIIOONNEESS DDEE TTAALL MMOODDOO QQUUEE AAPPLLIIQQUUEENN SSUUSS CCOONNOOCCIIMMIIEENNTTOOSS YY CCRRIITTEERRIIOOSS AAQQUUIIRRIIDDOOSS PPAARRAA AASSII LLOOGGRRAARR SSUU MMEEJJOORR AAPPRROOVVEECCHHAAMMIIEENNTTOO YY DDEESSEEMMPPEEÑÑOO LLAABBOORRAALL EENN UUNN PPRROOYYEECCTTOO RREEAALL..

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INTRODUCCION El presente trabajo contempla 4 temas que son: La transformación, La generación, La Distribución y Utilización de la energía eléctrica. Para realizar un proyecto de una nave industrial. La transformación , la distribución y su utilización de la energía eléctrica la cual tiene como objetivo presentarlo en la construcción de una obra eléctrica para una nave industrial denominada Black and Decker con un Área de 16,070 m2. El presente trabajo trata fundamentalmente de tratar que con los conocimientos adquiridos en la institución el egresado pueda poner a prueba sus conocimientos tanto técnicamente como prácticamente de un tema desarrollado en el campo laboral. Enfocándose a la transformación en este caso al Transformador ya que de ahí nace nuestro anteproyecto .(Capacidad útil de nuestra nave para su rendimiento de trabajo) Se muestra lo que se requiere para desarrollar el proyecto de la obra eléctrica así como también el como hacerlo en términos sencillos y comunes. “Lo inventado por el ser humano ya esta realizado nadamas hay que saber utilizarlo.”

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1.-GENERALIDADES 1.0 GENERACION DE LA ENERGIA ELECTRICA LA GENERACIÓN, es donde se produce la energía eléctrica, por medio de las centrales generadoras, las que representan el centro de producción, y dependiendo de la fuente primaria de energía, se pueden clasificar en:

* CENTRALES HIDROELÉCTRICAS * CENTRALES TERMOELÉCTRICAS * CENTRALES GEOTERMOELÉCTRICAS * CENTRALES NUCLEOELÉCTRICAS * CENTRALES DE CICLO COMBINADO * CENTRALES DE TURBOGAS * CENTRALES EÓLICAS * CENTRALES SOLARES

Las centrales generadoras se construyen de tal forma, que por las características del terreno se adaptan para su mejor funcionamiento, rendimiento y rentabilidad. En régimen normal, todas las unidades generadoras del sistema se encuentran en " sincronismo ", es decir, mantienen ángulos de cargas constantes. En este régimen, la frecuencia debe ser nominal (60 Hz.) o muy cercana a ésta. Los niveles de tensión de generación varían de 2,4 a 24 kV. , dependiendo del tipo de central. Las características de las centrales eléctricas se relacionan con la subestación y la línea de transmisión en función de la potencia, la distancia a que se transmite y al área por servir.

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1.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, son los elementos encargados de transmitir la energía eléctrica, desde los centros de generación a los centros de consumo, a través de distintas etapas de transformación de tensión; las cuales también se interconectan con el sistema eléctrico de potencia (SEP). Los niveles de tensión de transmisión utilizadas en este país son: 115, 230 y 400 kV. Una de las formas de clasificar las líneas de transmisión, es de acuerdo a su longitud, siendo: a) Línea corta de menos de 80 Km. b) Línea media de entre 80 y 240 Km. c) Línea larga de 240 Km. y más

Figura 1.1 Lineas de Transmisión de la Subestación Coroneo

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TEMAS PARA CÁLCULO

DE UNA NAVE INDUSTRIAL

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2.0 IMPORTANCIA DE LOS TRANSFORMADOR EN EL PROGRESO DEL DESARROLLO ACTUAL Evaluación del Sector Eléctrico: México crece estratosféricamente, en un ambiente de dinamismo que envuelve al país cada vez más concurrido de comunicaciones .sistema de transporte así como la industrialización en México y el mundo entero imponen al sector eléctrico el deber de incrementar su capacidad para hacer frente a las demandas crecientes de energía. e implementar fuentes de generación alternativa. con recursos naturales( todavía existentes). Amplia perspectiva de la electricidad: Factor determinante en el desarrollo de los pueblos, la electricidad se instala en la historia reciente y en el futuro próximo de la sociedad como el eje de lo que se ha hecho y lo que se hará en los campos de la industria, la recreación y la cultura. Su aportación será mayor, seguramente en un mundo que de antemano está siendo diseñado para la automatización, en grado máximo y que hará al ser humano más favorecido, pero también más dependiente de la electricidad. La energía eléctrica solo puede transmitir a largas distancias, económicamente empleando Altas Tensiones, En general debido a sus fuentes de energía (Agua, petróleo, gas, etc.). Las grandes estaciones generadoras se encuentran muy separadas de los centros consumidores. Para transmitir de manera económica considerables cantidades de energía hasta las regiones de consumo, se necesitan tensiones; si estas tensiones no fueran sumamente altas se tendrían por tanto conductores con diámetros exagerados, al grado de que se haría casi imposible técnicamente su construcción.

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Nota.- se pueden generar las altas tensiones que se requieren en generadores eléctricos ya que solo generan 6.9, 13.2, 13.8, 16, 18 y 20 kv y que llegan Normalmente a 13.2 Kv, debido a factores de seguridad y su dificultad de aislamiento. En las instalaciones de corriente alterna destinadas al suministro de energía, son precisos los CENTROS DE TRANSFORMADORES, cuya misión es la de elevar el voltaje de los generadores en las centrales de producción con el fin de efectuar el transporte de la corriente en condiciones económicas, o de reducir la tensión al valor conveniente para el funcionamiento de los receptores, que lo hacen generalmente con bajo voltaje. El elemento principal de los centros de transformadores es el TRANSFORMADOR que se define como sigue: El transformador es una maquina estática de inducción en la cual la energía eléctrica es transformada en sus dos factores tensión e intensidad. Es decir son aparatos destinados a transformar una corriente alterna en otra de la misma frecuencia, siendo diferente los valores de la fuerza electromotriz a la entrada y a la salida del aparato general mente. Constan de un núcleo de hierro dulce laminado (Acero al silicio), cerrado entre si mismo, sobre el cual se arrollan dos circuitos: El primario y el secundario. Si el primario es recorrido por una corriente alterna, producirá en el núcleo un flujo de inducción alterna. En el secundario se creará entonces una corriente inducida que, en virtud de la *ley de lenz, tenderá a crear un flujo magnético opuesto igualmente alterno. La corriente inducida en el secundario será pues, alterna y de la misma frecuencia que la corriente primaria. *Ley de lenz.- Los estudios sobre inducción electromagnética, realizados por Michael Faraday nos indican que en un conductor que se mueva cortando las líneas de fuerza de un campo magnético se produciría una fuerza electromotríz (FEM) inducida y si se tratase de un circuito cerrado se produciría una corriente inducida. Lo mismo sucedería si el flujo magnético que atraviesa al conductor es variable.

*La fuerza electromotriz (FEM) es toda causa capaz de mantener una diferencia de potencial entre dos puntos de un circuito abierto o de producir una corriente eléctrica en un circuito cerrado. Es una característica de cada generador eléctrico. Con carácter general puede explicarse por la existencia de un campo electromotor ε cuya circulación,∫ε ds, define la fuerza electromotriz del generador.

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2.1.1 UTILIZACIÓN Y TIPO DE PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES: El transporte de la energía a largas distancias tiene el problema de grandes pérdidas por efecto joule, ( )RI 2 Si la intensidad de la corriente es muy grande, estas pérdidas son elevadas. No puede disminuirse fácilmente R, por que ello equivaldría a aumentar la sección de los hilos de la línea, lo que resultaría extremadamente costoso por lo tanto es más conveniente disminuir la corriente, Además para transmitir la potencia P=VI siendo V la d.d.p en los bornes del generador, hace falta aumentar V al mismo tiempo que se disminuye I; de ahí el empleo de los transformadores. El elevador de tensión se utiliza a la salida del generador, y el reductor de tensión a la entrada de los aparatos de utilización. La facilidad con que los transformadores permiten modificar a voluntad la tensión de una corriente alterna es la razón de la superioridad indiscutible de la corriente alterna donde la corriente continua, desde el punto de vista de la transmisión de la energía eléctrica. En este caso mencionaremos algunas pruebas bajo cual fue el diseño bajo el que se construyo dicho transformador. El conocer esto nos da facilidades para determinar si trabaja eficientemente dichos transformadores así como poder aprovecharlos en cualquier proyecto en su totalidad. Como es sabido el rendimiento η (de los transformadores se define, como cualquier otro aparato o máquina, por la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada. A la primera la llaman también algunos potencia efectiva, potencia útil, potencia entregada, potencia generada. A la segunda se la llama también potencia tomada, potencia recibida y potencia absorbida. η=Rendimiento W= Watts efectivos

Wa= Watts absorbido ( η= ( )100*waw )

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Como los rendimientos de los transformadores son muy elevados, llegando al 98.8% en los de potencia media del 95%, para obtener su rendimiento se utiliza la siguiente formula. η=WA-Wp / Wa] * 100 Wa=Watts absorbidos Wp=Watts perdidas Los Watts son, lo que se llaman pérdidas: en el hierro y en el cobre. Si estás pérdidas se conocen separadamente, también puede usarse la fórmula. η== Potencia útil / Pot útil + pérdidas en el hierro + pérdidas en el cobre] * 100 El rendimiento de los transformadores no es constante, si no que varía ligeramente con la carga. Los transformadores de distribución suelen construirse en forma que el máximo rendimiento corresponda aproximadamente a su funcionamiento a media carga, sea algo menor a plena carga, disminuya 1/2.. LA VARIACION DEPENDE DE LOS MODULOS [CONSTANTES DE DISEÑO) ADOPTADOS PARA SU CONSTRUCCIÓN. La potencia de un transformador se expresa se modo general como en todas las máquinas o aparatos eléctricos en Watts, o Kw, pero cuando se quiera precisar en la práctica se expresa Kilovolt amperios (Kva.), puesto que , la potencia utilizable es sólo la nominal en Kw cuando el transformador alimenta a un circuito con un factor de potencia igual a 1.

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PRUEBAS A TRANSFORMADORES El buen servicio que pueda dar un transformador en operación depende de la calidad de sus componentes (conductores, núcleo, aislamientos, etc.) el nivel de pérdidas (que es posible reducirlo a un valor mínimo) y el equilibrio entre las pérdidas y el sistema de enfriamiento. Cuando una fábrica de transformadores produce una línea de un número grande de unidades iguales, el control de calidad del producto debe establecer las pruebas que se llevarán a cabo, en base a la clasificación que establecen las normas y mediante un acuerdo con el comprador. Algunos aspectos por verificar podrían limitarse a una sola unidad, la cual se considera representativa del conjunto y que se denomina "prototipo". Otros, en cambio será necesario verificarlos en todas y cada una de las unidades de producción y por último algunas pruebas se harán solo a petición del cliente. De aquí que las pruebas se clasifican en: Pruebas prototipo.-, son las efectuadas a un transformador que es representativo de toda una línea de producción, para demostrar que todas las unidades de la línea cumplen los requisitos especificados no cubiertos en la prueba de rutina. Sin embargo, el prototipo debe pasar también las pruebas de rutina para su aceptación. Pruebas de Rutina.- Son las que se deben aplicar a todas y cada una de las unidades de producción.

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Pruebas opcionales.- Son pruebas establecidas por las normas y que se efectuarán sólo a petición del comprador con objeto de verificar características específicas del equipo. La lista anterior muestra la totalidad de pruebas especificadas en la norma, sin embargo, el comprador puede contratar con el fabricante cuales las, que desea que se efectúen, con lo que tenemos otros dos grupos en la clasificación. Pruebas de aceptación.- Son aquellas que se demuestran a satisfacción del comprador que el transformador cumple con las especificaciones. Pruebas especiales.-Son pruebas distintas a las de rutina y prototipo, acordadas entre el fabricante y el comprador, aplicables únicamente a uno o más transformadores de un contrato particular. Este caso puede presentarse principalmente en productos de ex+ portación, en que el comprador solicite las pruebas según normas vigentes en su país. Mencionamos las pruebas mínimas necesarias para poder obtener los datos que necesitamos. Además estas pruebas mínimas necesarias son estipuladas por normas. Dichas pruebas que mencionamos son: Pérdidas eléctricas a) Medición de la resistencia ohmica. b) Obtención de las pérdidas eléctricas y por ciento de impedancia. a) Prueba de temperatura Pérdidas magnéticas .

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TABLA 2.1.1.- PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Y DE POTENCIA PRUEBAS PROTOTIPO DE RUTINA OPCIONAL DISTRIBUCIÓN Características De los componentes

* DISTRIBUCIÓN

Características físicas de los componentes

* DISTRIBUCIÓN

Resistencia ohmica Resist de los aislamientos

* * DISTRIBUCIÓN

Relación de transformación

* DISTRIBUCIÓN

Polaridad ó secuencia * DISTRIBUCIÓN Pérdidas de excitación * DISTRIBUCIÓN Corriente de excitación * DISTRIBUCIÓN Pérdidas de Carga * DISTRIBUCIÓN Impedancia * DISTRIBUCIÓN Elevación de temperatura * DISTRIBUCIÓN Rigidez dieléctrica del aceite

* DISTRIBUCIÓN

Potencial aplicado * DISTRIBUCIÓN Potencial inducido * DISTRIBUCIÓN Impulso * * DISTRIBUCIÓN Hermeticidad * ** DISTRIBUCIÓN Vacio * DISTRIBUCIÓN Operación y calibración de los accesorios

* DISTRIBUCIÓN

Factor de potencia del aceite

* DISTRIBUCIÓN

F.p de los aislamientos * DISTRIBUCIÓN Nivel de ruido * DISTRIBUCIÓN Pérdidas de Iexc,Z a tensiones , cargas o frec distintas de las nominales

* DISTRIBUCIÓN

Elevación de temp a capacidades distintas de la nominal.

* DISTRIBUCIÓN

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PRUEBAS PROTOTIPO DE RUTINA OPCIONAL POTENCIA

POTENCIA Características De los componentes

* POTENCIA

Características físicas de los componentes

* POTENCIA

Resistencia ohmica Resist de los aislamientos

* * POTENCIA

Relación de transformación

* POTENCIA

Polaridad ó secuencia * POTENCIA Pérdidas de excitación * POTENCIA Corriente de excitación * POTENCIA Pérdidas de Carga * POTENCIA Impedancia * POTENCIA Elevación de temperatura * POTENCIA Rigidez dieléctrica del aceite

* POTENCIA

Potencial aplicado * POTENCIA Potencial inducido * POTENCIA Impulso * * POTENCIA Hermeticidad * * POTENCIA Vacio * POTENCIA Operación y calibración de los accesorios

* POTENCIA

Factor de potencia del aceite

* POTENCIA

F.p de los aislamientos * POTENCIA Nivel de ruido * POTENCIA Pérdidas de Iexc,Z a tensiones , cargas o frec distintas de las nominales

* POTENCIA

Elevación de temp a capacidades distintas de la nominal.

* POTENCIA

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2.1.2 EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA De todas las formas de energía conocidas en la actualidad, la que más se emplea para la economía de cualquier nación, es la energía eléctrica. La posibilidad de explotar distintos tipos de fuentes de energía como corrientes de ríos, combustóleo, gas, Uranio, carbón, la fuerza de los mares y vientos, géiser, etc. de sitios alejados de los centros de consumo, hace posible que la energía eléctrica se transmita a grandes distancias, lo que resulta relativamente económico, ya que es necesaria en la gran mayoría de procesos de producción de la sociedad actual. Las bases de la energía eléctrica fueron cimentadas a mediados del siglo XIX, cuando el científico inglés, Michael Faraday, en el año de 1831, descubrió el fenómeno de la inducción electromagnética. Las posteriores investigaciones de la interacción de los conductores de corriente eléctrica con el campo electromagnético posibilitaron la creación de generadores eléctricos, que transforman la energía mecánica del movimiento giratorio en energía eléctrica, lo que formo la base de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP). - DEFINICIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA (SEP) Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), es el conjunto de centrales generadoras, de líneas de transmisión interconectadas entre sí y de sistemas de distribución esenciales para el consumo de energía eléctrica. El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) está formado por tres partes principales: generación, transmisión y distribución.

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2.2 LA TRANSFORMACION DE LA ENERGIA ELECTRICA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Los transformadores de distribución son los equipos encargados de cambiar la tensión primaria a un valor menor de tal manera que el usuario pueda utilizarla sin necesidad de equipos e instalaciones costosas y peligrosas. En si el transformador de distribución es la liga entre los alimentadores primarios y los alimentadores secundarios. La capacidad del transformador se selecciona en función de la magnitud de la carga, debiéndose tener especial cuidado en considerar los factores que influyen en ella, tales como el factor de demanda y el factor de coincidencia. El número de fases del transformador es función del número de fases de la alimentación primaria y del número de fases de los elementos que componen la carga. En muchas ocasiones la política de selección del número de fases de los transformadores de distribución que decida emplear una compañía, señala el número de fases que deben tener los motores que se conecten en el lado secundario de los transformadores, dictando así una política de desarrollo de fabricación de motores en una cierta zona de un país o en un país entero. La magnitud del porciento de impedancia de un transformador afecta la regulación de la tensión y el valor de las corrientes de corto circuito que fluyen por los devanados ante fallas en los alimentadores secundarios. A menores valores de impedancia mayores valores de regulación y de corriente de corto circuito; es por ello que el valor del porciento de impedancia se debe seleccionar tratando de encontrar un punto económico de estos dos factores, debiéndose tomar en cuenta que la calidad de tensión que se entrega a los usuarios se puede variar con los cambiadores de derivación de que normalmente se provee a un transformador. La conexión del transformador trifásico es uno de los puntos de mayor interés cuando se trata de seleccionar un transformador para un sistema de distribución de energía eléctrica. Las opciones que se le presentan al ingeniero que diseñara dicho sistema, son en forma general entre seleccionar transformadores con neutro

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Flotante o con neutro aterrizado. El transformador con neutro flotante es una necesidad cuando el sistema primario es trifásico tres hilos y el de neutro que esta Aterrizado cuando se trata de un sistema trifásico cuatro hilos. Al utilizar transformadores conectados en delta en el lado primario se disminuye el riesgo de introducir corrientes armónicas (magnitud sinusoidal de frecuencia múltiplo de la frecuencia fundamental de la corriente o de la tensión) de orden impar (especialmente en tercer orden) a los alimentadores primarios y se incrementa el riesgo de tener sobretensiones por fenómenos de ferrorresonancia (efecto producido en el núcleo cuando la fuerza electromotriz tiene una frecuencia muy próxima a las oscilaciones libres que se producen en el mismo) en el transformador. Estas sobretensiones se vuelven especialmente críticas en sistemas subterráneos de distribución.

Fig. 2.2(ª) Transformador tipo poste Fig 2.2.(b)Transformador de distribución

Fig 2.2© Transformador tipo distribución (comercios)

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Al seleccionar transformadores conectados en estrella con neutro aterrizado, se introducen corrientes armónicas de orden impar en los circuitos primarios y se disminuye grandemente la posibilidad de que se presenten sobretensiones por fenómenos de ferrorresonancia. Respecto a la conexión T-T de los transformadores trifásicos, que aún cuando no se trata de un transformador trifásico en sí, se aplica en sistemas primarios trifásicos, para substituir a los trifásicos convencionales. Este tipo de transformador consta de dos devanados primarios y dos secundarios. Tanto primario como el secundario se forman conectando un devanado principal con una derivación central a un devanado secundario (con menor número de vueltas) de tal manera que se forme una T. Estos transformadores normalmente tienen menos peso al tener solo dos devanados, tienen menos pérdidas, menos porciento de impedancia y deben tener menor costo también. Sin embargo su punto critico lo presentan al tener bajos valores de porciento de impedancia ya que mecánicamente deben ser más fuertes para resistir los esfuerzos producidos por las corrientes de corto circuito. La implantación de estos transformadores en un sistema de distribución debe hacerse después de aplicar pruebas de corto circuito en laboratorio y supervisar zonas piloto electrificadas con estos equipos.

Figura 2.2 (d) Transformador de 500 KVA Fig 2.2(e )Transformador de 750 KVA

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Por lo que se refiere a las conexiones en el lado secundario de los transformadores trifásicos, normalmente son estrella con neutro aterrizado y cuatro hilos de salida. Esto permite tener dos niveles de tensión para alimentar cargas de fuerza y alumbrado, detectar las corrientes de falla de fase a tierra, equilibrar las tensiones al neutro ante cargas desbalanceadas y como una medida de seguridad al interconectarse con el tanque del transformador. Las conexiones con neutro aislado en los devanados de baja tensión de los transformadores trifásicos no es muy favorecida por las sobretensiones que se presentan al tener dos fallas en dos fases diferentes en el circuito de baja tensión.

Figura 2.2 (f ).-Tranformador Tipo Pedestal (intemperie)

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En los transformadores monofásicos la conexión que presenta más utilización es la de tres hilos, dos de fase y un neutro en el centro del devanado. Esta conexión también se le conoce como "EDISON", por haber sido copiada del sistema en corriente directa con que Tomas A. Edisón realizó el primer sistema de distribución en Nueva York en el año de 1882.

Figura 22 (g).-Transformadores de Mediana Potencia Instalados en S.E SUBESTACIONES ELÉCTRICAS, en función a su diseño son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de voltajes para su transmisión o consumo. Las subestaciones eléctricas por su tipo de servicio se clasifican en: * SUBESTACIONES ELEVADORAS. * SUBESTACIONES REDUCTORAS. * SUBESTACIONES DE MANIOBRA O SWITCHEO. * SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN . Y TIPO CLIENTE E INDUSTRIAL

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Figura 2.2 (h).-Subestación Eléctrica Tipo Intemperie (Transmisión)

Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó. El objetivo a cumplir por una subestación, es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión están ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso de líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión. Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario. Es claro que por las características funcionales de cada subestación, no deben mezclarse en una instalación, equipos de transmisión y distribución. La utilización de este tipo de subestaciones debe limitarse exclusivamente a aquellos casos de claras justificaciones técnico económicas. Las subestaciones de distribución son alimentadas desde las subestaciones de transmisión con líneas o cables de potencia a la tensión de 230 o 85 kV, es lógico suponer que esta tensión no debe considerarse como de transmisión ni distribución, para esta condición intermedia, se desarrolla el concepto de su transmisión.

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SUBESTACIONES Como mencionamos Las subestaciones eléctricas por su tipo de servicio se definen en: TIPO OBJETO S.E Elevadora

Elevar la tensión para transmitir potencia desde una central generadora. M.T-A.T VS M.T-E.A.T

S.E de Potencia Reductora ò Receptora Recibe Energía en A.T o E.A.T y Transforma a A.T en grandes bloques no tiene clientes conectados.

S.E de Switcheo ò Conmutación Sirve para interconectar sistemas conmutando circuitos a un solo nivel de tensión no tiene usuarios.

S.E de Distribución Transforma de Alta tensión a media Tensión para alimentar redes de distribución.(cliente)

Tipo Cliente Industrial Transforma de Alta Tensión 230,115,85Kv a Media Tensión 13.2, 13.8 , 23 , 34.5 Kv

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ESQUEMA DE UN SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA

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Los niveles de tensión para su aplicación e interpretación se consideran en:

La Norma Oficial Mexicana- Tensiones Normalizadas NOM-J-98-1978

Las Tensiones de Sistemas de Distribución, su transmisión

ESPECIFICACIÓN y transmisión CFE L 0000-02

El Reglamento de la Ley del Servicio Publico de Energía Eléctrica en Materia de Aportaciones (RLSPEEMA)

En las Tarifas para suministro y venta de energía eléctrica

Las tarifas en su sección de aspectos generales, considera como niveles de tensión: a) Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1 kV. b) Media tensión en el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1 kV., pero menores o iguales a 35 kV. c) Alta tensión a nivel su transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayor a 35 kV., pero menores a 220 kV. d) Alta tensión a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 kV. Actualmente en nuestro país, la industria eléctrica está incrementando día con día su actividad, ya que tiene que satisfacer la demanda de su gran población. Es por esto, que el Sector Eléctrico tiene que desarrollar nuevas técnicas y métodos para su utilización en el suministro de energía eléctrica; ya que al haber más actividad, es inminente la urgencia de una mejor optimización de los sistemas eléctricos.

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2.3 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ¿Qué es lo que en realidad significa el término sistemas de distribución? Tal vez no esté perfectamente definido internacionalmente; sin embargo, comúnmente se acepta que es el conjunto de instalaciones desde 120 volts hasta tensiones de 34,5 kV encargadas de entregar la energía eléctrica a los usuarios a los niveles de tensión normalizados y en las condiciones de seguridad exigidas por los reglamentos. En el nivel de baja tensión por lo general hay confusiones con las instalaciones internas o cableados de predios comerciales o grandes industrias y en tensiones mayores de los 34,5 kV como es el caso de cables de su transmisión de 85 kV que se traslapan con tensiones mayores, especialmente en países industrializados en que la población urbana es alta, y se consideran estas tensiones como de distribución. Los sistemas de distribución, ya sea que pertenezcan a empresas privadas o estatales, deben proyectarse de modo que puedan ser ampliados progresivamente, con escasos cambios en las construcciones existentes tomando en cuenta ciertos principios económicos, con el fin de asegurar un servicio adecuado y continuo para la carga presente y futura al mínimo costo de operación.

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2.3.1 CLASIFICACION DEL SISTEMAS DE DISTRIBUCION EN FUNCION A SU CONSTRUCCION. Estos se pueden clasificar en:

- Sistemas aéreos. - Sistemas subterráneos. - Sistemas mixtos.

- Sistemas aéreos, estos sistemas por su construcción se caracterizan por su sencillez y economía, razón por la cual su utilización está muy generalizada. Se emplean principalmente para: 1.- Zonas urbanas con:

a) carga residencial b) carga comercial c) carga industrial

2- Zonas rurales con:

a) carga doméstica b) carga de pequeñas industrias (bombas de agua, molinos, etc.)

Los sistemas aéreos están constituidos por transformadores, cuchillas, apartarrayos, cortacircuitos fusibles, cables desnudos, etc.: los que se instalan en postes o estructuras de distintos materiales. Cuchillas.- Su funciòn es es de abrir o cerrar los circuitos de alimentación ya que únicamente es para interrumpir o accionar ala S.E no es un medio de protección en caso de falla. Apartarayos.-Estan destinados a proteger los aislamientos de las instalaciones eléctricas contra sobretensiones producidas por las descargas atmosféricas en algunas casos por maniobras de operación La función del apartarayos consiste en conducir las corrientes de rayo-tierra y después reestablecer la rigidez dieléctrica para eliminar la corriente a tierra producida por la tensión de operación .

32

Los apartarayos mas simples fueron los explosores entre el conductor de línea y tierra los usados son los auto valvulares, oxido de zinc.

Figura 2.3.1 (a).-Apartarrayos La configuración mas sencilla para los sistemas aéreos es del tipo arbolar, la cual consiste en conductores desnudos de calibre grueso en el principio de la línea y de menor calibre en las derivaciones a servicios o al final de la línea. Cuando se requiere una mayor flexibilidad y continuidad del servicio es posible utilizar configuraciones más elaboradas. Los movimientos de carga se llevan a cabo con juegos de cuchillas de operación con carga, que son instaladas de manera conveniente para efectuar maniobras tales como : trabajos de emergencia, ampliaciones del sistema, conexión de nuevos servicios, etc.. En servicios importantes tales como: Hospitales, edificios públicos, fábricas que por la naturaleza de su proceso de producción no permiten la falta de energía eléctrica en ningún momento; se instalan dos circuitos aéreos, los cuales pueden pertenecer a la misma subestación de distribución, o de diferentes subestaciones, esto se realiza independientemente a que la mayoría de estos servicios cuentan con plantas de emergencia con capacidad suficiente para alimentar sus áreas más importantes.

33

En éste tipo de sistema se encuentra muy generalizado el empleo de seccionadores, como protección de la línea aérea, para eliminar la salido de todo el circuito cuando hay una falla transitoria. Sistemas subterráneos, estos sistemas se construyen en zonas urbanas con alta densidad de carga y fuertes tendencias de crecimiento, debido a la confiabilidad de servicio y la limpieza que estas instalaciones proporcionan al paisaje. Naturalmente, este aumento en la confiabilidad y en la estética involucra un incremento en el costo de las instalaciones y en la especialización del personal encargado de construir y operar este tipo de sistema. Los sistemas subterráneos están constituidos por transformadores tipo interior o sumergibles, cajas de conexión, interruptores de seccionamiento, interruptores de seccionamiento y protección, cables aislados, etc.: los que se instalan en locales en interior de edificios o en bóvedas, registros y pozos construidos en banquetas.

Figura 2.3.1(b).-Sistema Subterráneo en el Centro de la Ciudad de México

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Los principales factores que se deben analizar al diseñar un sistema subterráneo son :

densidad de carga

costo de la instalación

grado de confiabilidad

facilidad de operación

seguridad Sistemas mixtos, este sistema es muy parecido al sistema aéreo, siendo diferente únicamente en que los cables desnudos sufren una transición a cables aislados. Dicha transición se realiza en la parte alta del poste y el cable aislado es alojado en el interior de ductos para bajar del poste hacia un registro o pozo y conectarse con el servicio requerido. Este tipo de sistema tiene la ventaja de eliminar una gran cantidad de conductores, favoreciendo la estética del conjunto, disminuyendo notablemente el número de fallas en el sistema de distribución y por ende aumentando la confiabilidad del mismo.

35

Figura 2.3.1 ©.-Esquema Para Identificar Las partes Constitutivas

Instaladas de un Servicio en Media y Baja Tensión.

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2.3.2.-ELEMENTOS PRINCIPALES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

Los principales elementos componentes de un sistema de distribución son :

a) Alimentadores primarios de distribución. b) Transformadores de distribución. c) Alimentadores secundarios. d) Acometidas. e) Equipo de medición.

Figura 2.3.2 (a).- Diagrama Unifilar De Varios Alimentadores.

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2.3.3 ALIMENTADORES PRIMARIOS DE MEDIA TENSIÓN Son los encargados de llevar la energía eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores de distribución. Los conductores van soportados en poste cuando se trata de instalaciones aéreas y en ductos cuando se trata de instalaciones subterráneas. Los componentes de un alimentador primario son:

* Troncal.

* Ramal. * Troncal, es el tramo de mayor capacidad del alimentador que transmite la energía eléctrica desde la subestación de potencia a los ramales. En los sistemas de distribución estos conductores son de calibres gruesos 336, 556 y hasta 795 MCM, ACSR (calibre de aluminio con alma de acero), dependiendo del valor de la densidad de carga. * Ramal, es la parte del alimentador primario energizado a través de un troncal, en el cual van conectados los transformadores de distribución y servicios particulares suministrados en media tensión. Normalmente son de calibre menor al troncal. Los alimentadores primarios normalmente se estructuran en forma radial, en un sistema de este tipo la forma geométrica del alimentador semeja la de un árbol, donde por el grueso del tronco, el mayor flujo de la energía eléctrica se transmite por toda una troncal, derivándose a la carga a lo largo de los ramales. Los alimentadores primarios por el número de fases e hilos se pueden clasificar en:

- Trifásicos tres hilos. - Trifásicos cuatro hilos. - Monofásicos dos hilos. - Monofásicos un hilo.

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Los alimentadores primarios trifásicos con tres hilos requieren una menor inversión inicial, en lo que a material del alimentador se refiere, sin embargo debido a que estos sistemas de distribución tienen un coeficiente de aterrizamiento mayor que uno trifásico cuatro hilos, permiten que los equipos que se instalen en estos sistemas de distribución tengan niveles de aislamiento mayores con costos mayores. Una característica adicional de estos sistemas es que los transformadores de distribución conectados a estos alimentadores son de neutro flotante en el lado primario. Por lo que se refiere a detección de fallas de fase a tierra en estos sistemas de distribución es más difícil detectar estas corrientes, en comparación con los sistemas trifásicos cuatro hilos ya que al ser mayor la impedancia de secuencia cero de los alimentadores, las corrientes de falla son menores. Estos alimentadores se utilizan en zonas urbanas. - Los alimentadores primarios trifásicos con cuatro hilos requieren una mayor inversión inicial, ya que se agrega el costo del cuarto hilo (neutro) al de los tres hilos de fase, sin embargo debido a que estos sistemas de distribución tienen un coeficiente de aterrizamiento menor de la unidad, los equipos que se conecten a estos alimentadores requieren de un menor nivel de aislamiento con menor costo de inversión. Estos sistemas se caracterizan por que a ellos se conectan transformadores con el neutro aterrizado a tierra en el devanado primario y transformadores monofásicos cuya tensión primaria es la de fase neutro. En estos sistemas de distribución es más fácil detectar las corrientes de falla de fase a tierra ya que estos pueden regresar por el hilo neutro. Estos alimentadores se utilizan en zonas urbanas. - Los alimentadores primarios monofásicos de dos hilos se originan de sistemas de distribución trifásicos, de hecho son derivaciones de alimentadores trifásicos tres hilos que sirven para alimentar transformadores monofásicos que reciben la tensión entre fases en el devanado primario. Este sistema de distribución es usado en zonas rurales o en zonas de baja densidad. - Los alimentadores primarios monofásicos de un hilo son derivaciones de sistemas trifásicos que permiten alimentar transformadores monofásicos usándose estos alimentadores en zonas rurales, debido a la economía que representa en costo.

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ALIMENTADORES REGISTRO DE LUZ Y FZA

Figura 2.3.2 (b).-Distribución en . Media .Tensión (CLEMAS,CABLE EN M.T,HERRAJES)

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2.3.4 ALIMENTADORES SECUNDARIOS DE BAJA TENSIÓN Los alimentadores secundarios distribuyen la energía desde los transformadores de distribución hasta las acometidas a los usuarios. En la mayoría de los casos estos alimentadores secundarios son circuitos radiales, salvo en los casos de las estructuras subterráneas malladas (comúnmente conocidas como redes automáticas) en las que el flujo de energía no siempre sigue la misma dirección. Los alimentadores secundarios de distribución, por el número de hilos, se pueden clasificar en:

1- Monofásico dos hilos. 2- Monofásico tres hilos. 3- Trifásico cuatro hilos.

Para conocer las ventajas técnicas y económicas inherentes a los alimentadores secundarios de distribución se deben realizar estudios comparativos que esclarezcan estos méritos y permitan seleccionar el sistema de distribución más adecuado a las necesidades del caso. A continuación se realiza una comparación muy simple para determinar cual es el sistema más eficiente desde el punto de vista de las perdidas. En este estudio se supone que los conductores tienen la misma resistencia, la misma carga y la misma tensión (por consiguiente el aislamiento es el mismo) en los tres casos. 1- Sistema monofásico dos hilos, este sistema se alimenta de un transformador monofásico, con un secundario de solo dos hilos. En este caso la potencia de la carga es "P", la tensión en el extremo de la carga es "V" y la resistencia de los conductores es "R".

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V P/2

I

I

V P/2

La corriente de línea considerando que la carga tiene un factor de potencia igual a Cos � es: I =

ΦcosVP

Las pérdidas Per:

Per = 2RI² =Φ22

2

CosV2RP

haciendo el cociente Φ22

2

CosVRP igual a una constante, el valor de las pérdidas es:

Per = 2K. 2- Sistema monofásico tres hilos, este sistema se alimenta de un transformador monofásico con un devanado secundario del que salen tres hilos, con el hilo neutro derivándose del centro del devanado. En este caso la potencia de la carga se equilibra entre los dos hilos de fase y el neutro, la tensión en el extremo de la carga es "V" y la resistencia de los tres conductores es "R". La corriente de línea, considerando que la carga tiene un factor de potencia igual a Cos �� es: I =

Φ2VCosP

El valor de las pérdidas Per:

Per = 2RI² =Φ22

2

Cos2VRP

Haciendo el cociente Φ22

2

CosVRP = K, el valor de las pérdidas es

Per =

2k

V P

I

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3- Sistema trifásico cuatro hilos, este sistema se alimenta de un transformador trifásico con un devanado secundario del que salen cuatro hilos, con el hilo neutro derivándose del punto de conexión de los devanados. En este caso la potencia de la carga se equilibra entre los tres hilos de fase y el neutro, la tensión en el extremo de la carga es "V" y la resistencia de los cuatro conductores es "R". La corriente de línea considerando que la carga tiene un factor de potencia igual a Cos � es: I =

Φ3VCosP

El valor de las pérdidas Per:

Per = 3RI² = Φ22

2

Cos3VRP

Haciendo el cociente Φ22

2

CosVRP = K, el valor de las pérdidas es:

Per =

3

k

VP/3

I

I

V P/3

V

P/3

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Es evidentemente que el sistema trifásico cuatro hilos permite distribuir la energía con mayor eficiencia que los demás, sin embargo como se mencionó en un principio este análisis es muy sencillo y para hacerlo más completo es necesario introducir otros factores tales como costo de los transformadores, costo de los Transformadores,conductores,accesorios, mano de obra etc etc etc. 3.0 ACOMETIDAS: Las acometidas son las partes que ligan al sistema de distribución de la empresa suministradora con las instalaciones del usuario.

Figura 2.3.2 ©.-Caja de conexiones Antifraude. Y Acometida Las acometidas se pueden proporcionar a la tensión primaria (media tensión) o la tensión secundaria (baja tensión), esto depende de la magnitud de la carga que el usuario requiera ante la empresa suministradora. 3.1.0 MEDICION: La medición puede ser en media tensión o en baja tensión dependiendo del tipo de acometida de servicio que requiera el usuario.

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Figura 3.1(a)-Servicios en Baja Tensión.

Figura 3.1 (b)- Servicio en Baja Tensión

45

3.2 ELEMENTOS SECUNDARIOS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

Entre los elementos secundarios de una red de distribución se tienen:

1- Cuchillas. 2- Reactores. 3- Interruptores 4- Capacitadores. 5- Fusibles. 6- Restauradores. 7- Seccionadores.

Las cuchillas son los elementos que sirven para seccionar o abrir alimentadores primarios de distribución, su operación es sin carga y su accionamiento de conectar y desconectar es por pértiga, abriendo o cerrando las cuchillas una por una o en grupo según el tipo de la misma; su montaje en poste puede ser horizontal o vertical.

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Figura 3.2 (a) Cuchillas Seccionadoras Los reactores son dispositivos utilizados para introducir reactancia en alimentadores primarios de distribución con el propósito de limitar la corriente que fluye en un circuito, bajo condiciones de cortocircuito, se conectan en serie con el alimentador.

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Los interruptores, son dispositivos que permiten conectar o desconectar con carga un alimentador primario de distribución, son instalados en poste o estructura en juegos de tres interruptores, son operados en grupo con mecanismo reciprocante de operación manual.

Figura 3.2 ©.-Interruptores En Media Tensión. Los capacitores, son dispositivos cuya función primordial es introducir capacitancia, corrigiendo el factor de potencia en alimentadores primarios de distribución. Los fusibles, son dispositivos de protección que interrumpen el paso de la corriente eléctrica fundiéndose cuando el amperaje es superior a su valor nominal,

Figura 3.2 (b).-REACTOR LIMITADOR DE CORRIENTE TIPO SECO, CON

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protegen transformadores de distribución y servicios interiores de media tensión contra sobrecorriente y corriente de cortocircuito, van colocados dentro del tubo protector del cortacircuitos fusible. Los restauradores, son equipos que sirven para reconectar alimentadores primarios de distribución. Normalmente el 80 % de las fallas son de naturaleza temporal, por lo que es conveniente restablecer el servicio en la forma más rápida posible para evitar interrupciones de largo tiempo. Para estos casos se requiere de un dispositivo que tenga la posibilidad de desconectar un circuito y conectarlo después de fracciones de segundo. Los restauradores son dispositivos autocontrolados para interrumpir y cerrar automáticamente circuitos de corriente alterna con una secuencia determinada de aperturas y cierres seguidos de una operación final de cierre ó apertura definitiva. En caso de que la falla no fuera eliminada, entonces el restaurador opera manteniendo sus contactos abiertos. Los restauradores están diseñados para interrumpir en una sola fase o en tres fases simultáneamente. Los restauradores monofásicos tienen control hidráulico y los trifásicos pueden estar controlados hidráulicamente ó electrónicamente. Los siguientes requisitos son básicos para asegurar la efectiva operación de un restaurador:

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1- La capacidad normal de interrupción del restaurador deberá ser igual o mayor de la máxima corriente de falla. 2- La capacidad normal de corriente constante del restaurador deberá ser igual o mayor que la máxima corriente de carga. 3- El mínimo valor de disparo seleccionado deberá permitir al restaurador ser sensible al cortocircuito que se presente en la zona que se desea proteger.

Figura 3.2(d) Seccionadores Los seccionadores, son elementos que no están diseñados para interrumpir corrientes de cortocircuito ya que su función es el de abrir circuitos en forma automática después de cortar y responder a un numero predeterminado de impulsos de corriente de igual a mayor valor que una magnitud previamente predeterminada, abren cuando el alimentador primario de distribución queda desernegizado, tratándose de la desconexión de cargas se puede hacer en forma manual.

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En cierto modo el seccionador permite aislar sectores del sistema de distribución llevando un conteo de las operaciones de sobrecorriente del dispositivo de respaldo Es importante hacer notar que debido a que interrumpe corrientes de corto circuito, no tienen una curva característica de tiempo-corriente por lo que no intervienen en la coordinación de protecciones, pudiéndose instalar entre dos dispositivos de protección. Por su principio de operación el medio aislante de interrupción puede ser aire, aceite o vació y en cuanto al control es similar al caso de los restauradores o sea puede ser hidráulico, electrónico ó electromecánico. Por lo general el registro de las sobretensiones se efectúa cuando la corriente a través del seccionador cae bajo de un valor de alrededor del 40 % de la corriente mínima con que se activa al seccionador.

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Figura 3.2 € Seccionadores en un Poste Cr-6

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3.3PRINCIPALES PARAMETROS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION : El conocimiento de las características eléctricas de un sistema de distribución y la aplicación de los conceptos fundamentales de la teoría de la electricidad son quizá los requisitos más esenciales para diseñar y operar en forma óptima un sistema de esta naturaleza, por esta razón es necesario que el ingeniero que diseñe dicho sistema posea los conocimientos claros de las características de carga del sistema que va a alimentar. Desafortunadamente, aunque el ingeniero que planea un sistema de distribución tiene la libertad de seleccionar los diversos parámetros que intervienen para el diseño del mismo, existe uno importante y decisivo para diseñar y operar dicho sistema, el cual queda fuera del entorno del sistema de distribución y es la carga. El estudio de las cargas y sus características abarca no solamente los diversos tipos de aparatos que se usan y su agrupación para conformar la carga de un consumidor individual, si no también del grupo de consumidores que integran la carga de una zona o del sistema de distribución. Por lo que es necesario analizar las diferentes clases de cargas de tipo residencial combinadas con otros tipos de carga; para observar la influencia que tendrán en la carga general de un alimentador y éste a su vez en la carga total de una subestación. En la ingeniería de los sistemas de distribución existen algunos parámetros que explican claramente las relaciones de cantidades eléctricas que pueden determinar los efectos que puede causar la carga en el sistema de distribución. A continuación se presenta una definición de los parámetros más importantes y útiles para el diseño de un sistema de distribución.

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3.3.1 CARGA INSTALADA La carga de cada usuario se clasificara de acuerdo con su localización geográfica, destacando peculiaridades típicas en cada zona. Así como por ejemplo en la zona urbana central de cualquier ciudad se tendrá una elevada densidad de carga, con consumidores constituidos por edificios de oficinas y comercios, asimismo, en una zona urbana habrá densidades de carga menores, predominando las cargas de tipo residencial; hay algunas zonas que originan cargas de tipo de valor elevado con cargas de tipo industrial medio. A continuación se presentan algunos valores de densidades características por zona:

ZONAS Densidad MVA/Km2

Urbana central 40-100

Semi urbana 3-5

Urbana 5-40

Rural > 5

Las aplicaciones que da el usuario de la energía eléctrica pueden servir como parámetros para clasificar las cargas en:

- Cargas residenciales. - Cargas de iluminación en predios comerciales. - Cargas de fuerza en predios comerciales. - Cargas industriales. - Cargas de municipios o gubernamentales. - Cargas hospitales.

Considerando los perjuicios que se pueden causar por las interrupciones de energía eléctrica, las cargas se clasifican en:Sensibles, Semisensibles y Normales.

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Se entiende por cargas sensibles a aquellas en que una interrupción aunque sea momentánea en la alimentación de energía eléctrica, causa perjuicios considerables. Se consideran como cargas semisensibles a aquellas en que una interrupción de corto tiempo (no mayor de 10 minutos) de energía eléctrica, no causa grandes problemas en la producción o servicios en general. Finalmente las cargas normales son aquellas que en una interrupción de energía eléctrica en un tiempo más o menos largo (1 h ≤ t ≤ 5 h) no causa mayores perjuicios a la producción o al servicio. La carga es la suma de las potencias nominales de las maquinas, aparatos y equipos conectados a un circuito eléctrico en una área determinada y se expresa en Kw o kVA. - Potencia eléctrica La potencia eléctrica representa la razón a la cual el trabajo se efectúa en un circuito eléctrico, la unidad que por lo regular se usa es el watt o kilowatt. El término "razón a la cual el trabajo se efectúa" introduce un elemento de tiempo en la definición de potencia eléctrica, de tal manera que un kilowatt para un período definido representa una razón específica a la cual el trabajo se puede efectuar. El kilowatt-hora representa la potencia eléctrica de un kilowatt actuando en un intervalo de una hora, así pues, este representa una medida de trabajo total que realiza un circuito eléctrico. Si por ejemplo, un circuito eléctrico entrega 60 Kw en un minuto, esa misma cantidad de trabajo realizará un kilowatt-hora, es decir:

1 kWh = 60 Kw x 1/60 h. Sin embargo, la razón a la que el circuito está haciendo el trabajo será sesenta veces mayor. En consecuencia, la potencia eléctrica define la razón a la cual se requiere que el sistema de alimentación efectúe el trabajo.

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3.3.2 DEMANDA La demanda de una instalación o sistema de distribución es la carga en las terminales receptoras tomadas en un valor medio en determinado intervalo, con esta definición se entiende por carga la que se mide en términos de potencia (aparente, activa, reactiva o compleja) o de intensidad de corriente. El período durante el cual se toma el valor medio se denomina intervalo de demanda y es establecido por la aplicación especifica que se considere, la cual se puede determinar por la constante térmica de los aparatos o por la duración de la carga. La carga puede ser instantánea, como cargas de soldadoras o corrientes de arranque de motores. Sin embargo los aparatos pueden tener una constante térmica en un tiempo determinado, de tal manera que los intervalos de demanda pueden ser de 15, 30, 60 o más minutos, dependiendo del equipo de que se trate, se puede afirmar entonces que al definir una demanda es requisito indispensable indicar el intervalo de demanda ya que sin esto el valor que se establezca no tendrá ningún sentido práctico. Por ejemplo, si se requiere establecer el valor de demanda en amperes para la selección o ajuste de fusibles o interruptores se deben utilizar valores instantáneos de corriente de demanda, sin embargo, esta situación no se presenta en la mayoría de los equipos eléctricos, ya que su diseño en cuanto a capacidad de carga se basa en la elevación de temperatura que pueden alcanzar dentro de los márgenes de seguridad, y este cambio de temperatura no es instantáneo ni depende simplemente de la carga que se aplique sino también del tiempo. Como ejemplos de lo anterior se pueden mencionar los cables y transformadores, que tienen una constante de tiempo térmico digno de tenerse en cuenta y por lo tanto poseen una capacidad de almacenamiento térmico y de sobrecarga considerable, por lo que las cargas varían entre picos comparativamente agudos y valles profundos. Si la carga consiste principalmente de un motor de inducción el valor instantáneo de la corriente de arranque será cinco veces la corriente normal de plena carga y probablemente muchas veces mayor que la corriente que por lo regular tome el transformador que lo alimente: sin embargo, se sabe que durará un intervalo muy pequeño, usualmente menor que un segundo.

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Dado que la capacidad de carga de un transformador se basa en la elevación de temperatura con carga continua, y esta última está determinada por energía calorífica que se puede medir en watt-hora o kilowatt-hora, los valores altos de corriente de corta duración no producirán elevaciones de temperatura considerables y consecuentemente será antieconómico determinar la capacidad del transformador que se requiere debido a estas altas corrientes de corta duración. Como ya se mencionó los intervalos en los que usualmente se mide la demanda son de 15, 30 o 60 minutos, siendo los intervalos de 15 o 30 minutos los que se aplican por lo general para la facturación o determinación de capacidad de equipo. La demanda promedio en cualquier período es igual al número de kilowatt-hora consumidos, divididos entre el número de horas en el período considerado. - Demanda máxima Las cargas eléctricas por lo general se miden en amperes, kilowatts o kilovolt-amperes; para que un sistema de distribución o parte de éste se planee eficientemente se debe conocer la "Demanda Máxima" del mismo. Como ya se ha mencionado, en general las cargas eléctricas rara vez son constantes durante un tiempo apreciable, o sea que fluctúan de manera continua, en una curva de carga de 24 horas de un transformador de distribución, la carga varía entre un máximo a las 19:30 horas y un mínimo a las 3:30 horas, aunque los valores cambien, este tipo de curva se repetirá constantemente, así se presentarán variaciones similares de máximo y mínimo en todas las partes del sistema de distribución, el valor más elevado se denomina pico o demanda máxima. El valor de la demanda anual es el más utilizado para la planeación de la expansión del sistema de distribución, el término de demanda a menudo se usa en el sentido de máxima demanda para el período de se especifique, por supuesto es necesaria la determinación exacta de la máxima demanda de una carga individual cuando en la facturación del cliente se incluye el valor que tome la demanda máxima.

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El conocimiento de la demanda máxima de un grupo de cargas y su efecto en el sistema de distribución es también de gran importancia, dado que la demanda máxima del grupo determinará la capacidad que requiera el mismo sistema, de igual modo, la demanda máxima combinada de un grupo pequeño de consumidores determinará la capacidad del transformador que se requiere; así las cargas que alimenta un grupo de transformadores dan por resultado una demanda máxima, la cual determina el calibre del conductor y la capacidad del interruptor o del regulador que formen parte de un alimentador primario. La máxima demanda combinada de un grupo de alimentadores primarios determinará la capacidad de la subestación hasta llegar a determinar en forma consecuente la capacidad de generación necesaria para todo el sistema eléctrico de potencia.

Figura 3.3.2 (a) Grafica de Demanda Máxima Como se puede observar, en todos los casos la determinación de la demanda máxima es de vital importancia, y si no se pueden obtener medidas precisas de la demanda es necesario estimar su valor de la mejor manera posible para utilizar estos datos correctamente en el proceso de la planeación del sistema de distribución.

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La "Carga Conectada", es la suma de los valores nominales de todas las cargas del consumidor que tienen posibilidad de estar en servicio al mismo tiempo para producir una demanda máxima. La carga conectada se puede referir tanto a una parte como al total del sistema de distribución y se puede expresar en watts, kilowatts, amperes, caballos de potencia, kilovolt-amperes, etc., dependiendo de las necesidades o requerimientos para su estudio. La carga conectada representa la demanda de carga máxima posible. Si por ejemplo un consumidor tiene una carga conectada trabajando simultáneamente, la cual consiste en:

20 lámparas 100 watts = 2,00 kW. 30 lámparas 250 watts = 7,50 kW 1 motor 80 Cp = 64,00 kW

carga total: 73,50 Kw

expresada en kVA, la carga conectada en Kw se deberá convertir dividiendo su valor entre el factor de potencia del sistema, siendo el factor de potencia de 0,9, se tiene:

carga conectada = 73,50 Kw = 81,66 kVA

0,9

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Figura 3.3.2 (b).-Promedio de demandas 3.3.3 Factor de carga Es la relación entre la demanda promedio en un intervalo dado y la demanda máxima que se observa en el mismo intervalo; basándose en lo anterior se puede expresar el concepto en forma matemática:

DmxDdDdervaloelenabsorbidaenergía

DmxDdDmxDd

DmsDmFc .int....

===

El pico de carga puede ser el máximo instantáneo o el máximo promedio en un intervalo (demanda máxima), en esta definición el pico de carga por lo regular se entiende como la mayor de todas las cargas promedio en un intervalo específico. El promedio y las cargas máximas instantáneas se deben expresar en las mismas unidades para que el factor de carga sea adimensional, la definición del factor de carga debe ser específica en el establecimiento del intervalo de la demanda así como el período en que la demanda máxima y la carga promedio se apliquen.

1155 mmiinn..

TTiieemmppoo

DDeemmaannddaa PPrroommeeddiioo 11 HHoorraa

11 HHoorraa

DDeemmaannddaa 3300 mmiinn..

DDeemmaannddaa 1155 mmiinn..

3300 mmiinn..

DD ee mm aa nn dd aa kk WW

60

Para una carga dada, excepto una en que el ciclo de carga este compuesto de ciclos idénticos, un período mayor dará un factor de carga más pequeño, dado que el consumo de energía se distribuye en un tiempo mayor, el factor de carga anual influido por las estaciones del año será considerablemente menor que el de un factor de carga diario o semanal, asimismo, el factor de carga semanal será menor que un factor de carga diario. Por lo tanto, es importante observar que cuando se quieran comparar diversos factores de carga característicos esto se debe o puede hacer siempre y cuando los intervalos sean idénticos. Una carga constante durante un período tendrá un factor de carga de 1,0 debido a que la carga promedio y el pico de carga son iguales, por lo general el factor de carga es mucho menor. El factor de carga indica básicamente el grado en que el pico de carga se sostiene durante un período. Ciclos de carga de varias formas y diferentes picos de carga pueden tener factores de carga iguales, siendo el único requisito cuando la relación de los respectivos promedios a los picos de carga sean iguales. En cuanto a los problemas concernientes de los sistemas de distribución, el factor de carga por sí solo no es usualmente tan importante como la curva de carga de la cual se deriva, la curva muestra las fluctuaciones de la carga de hora a hora o de día a día a través del período que se considere. El factor de carga es un índice de la eficiencia del sistema o parte del sistema de distribución, siendo el 100% de factor de carga o el pico de carga constante de las 24 horas por día el máximo posible. 3.3.4 FACTOR DE DEMANDA El factor de demanda en un intervalo d de un sistema de distribución o de una carga, es la relación entre su demanda máxima en el intervalo considerado y la carga total instalada. Obviamente el factor de demanda es un número adimensional; por tanto la demanda máxima y la carga instalada se deberán considerar en las mismas unidades, el factor de demanda generalmente es menor que 1 y será unitario cuando durante el intervalo d todas las cargas instaladas absorban sus potencias nominales.

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Por lo tanto, el factor de demanda se expresa:

PinsDmsFd =

Donde: Fd = Factor de demanda del sistema de distribución. Dms = Demanda máxima del sistema de distribución en un intervalo ( d ). Pins = Carga total instalada en el sistema de distribución. A continuación se enlistan los factores de demanda reales de servicios industriales, comerciales y residenciales más comunes que se deben utilizar para el diseño de sistemas de distribución. CARGAS DE SERVICIOS HABITACIONALES

TIPOS DE SERVICIOS Factor De Demanda ( % )

Asilos y casas de salud 45 Asociaciones civiles 40 Casas de huéspedes 45 Servicio de edificio residencial 40 Estacionamiento o pensiones 40 Hospicios y casas de cuna 40 Iglesias y templos 45 Servicio residencial sin aire acondicionado 40

Servicio residencial con aire acondicionado 55

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CARGAS COMERCIALES:

TIPOS DE SERVICIOS Factor De Demanda ( % )

Tiendas y abarrotes 65 Agencias de publicidad 40 Alfombras y tapetes 65 Almacenes de ropa y bonetería 65 Artículos fotográficos 55 Bancos 50 Baños públicos 50 Boticas, farmacias y droguerías 50 Cafeterías 55 Camiserías 65 Centros comerciales, tiendas de descuento 65

Colegios 40 Dependencias de gobierno 50 Embajadas, consulados 40 Gasolineras 45 Imprentas 50 Jugueterías 55 Papelerías 50 Mercados y bodegas 50 Molinos de nixtamal 70 Panaderías 40 Peluquerías, salas de belleza 40 Restaurantes 60 Teatros y cines 50 Zapaterías 60

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EQUIPOS DE FUERZA

TIPOS DE SERVICIOS Factor De Demanda ( % )

Hornos de acero de inducción 100 Soldadoras de arco y resistencia 60 Motores para: bombas, compresores, elevadores, máquinas, herramientas, ventiladores

60

Motores para: operaciones semi continuas en fábricas y plantas de proceso

70

Motores para: operaciones continuas tales como fábricas textiles 80

3.3.5 FACTOR DE POTENCIA El factor de potencia se define básicamente como la relación entre la potencia activa (Kw) y la potencia aparente (kVA), cuando se aplica a circuitos polifásicos en que la tensión y la corriente son senoidales y balanceados, el circuito se analiza por fase, así, el factor de potencia esta dado de la siguiente manera:

fp = cos ( a - b )

fp = cos Φ Donde a y b son dos ángulos de fase del voltaje y corriente respectivamente, y Φ es el ángulo de atraso de la corriente con respecto a la caída de tensión en la carga.

kW

kVAkVARs

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TensiTensióónn

PotenciaPotencia

CorrienteCorriente

TensiTensióónn

CorrienteCorriente

F.PF.P. = Cos . = Cos φφ

φφ

Figura 3.3.4 (a).- Onda senoidal y vector La definición anterior por lo general no es aplicable a la carga distribuida o a un grupo de cargas individuales, las cuales cambian continuamente. En este caso el factor de potencia se debe aplicar a una condición particular de la carga tal como un pico de carga. Si es necesario considerar el factor de potencia en un punto más cercano a las cargas individuales, entonces se debe calcular el factor de potencia del grupo existente en cada carga, tal consideración puede producir un error, por lo tanto, se debe saber cuales son las cargas que conforman ese grupo, dado que el factor de potencia del grupo se puede deber a una carga muy grande que no representa adecuadamente a las cargas individuales. Para determinar que un factor de potencia del grupo es aplicable a cada carga de manera individual, es fundamental imaginar que las potencias totales, aparentes, activas y reactivas, se distribuyen de manera similar a lo largo del alimentador de distribución. De la misma manera, se considera razonable determinar el factor de potencia promedio en lugar que un factor de potencia para una condición de carga en particular. Este caso, es frecuente cuando se consideran servicios industriales y comerciales en que por lo general existen cláusulas que muestran valores mínimos de factores de potencia. Para estas condiciones el factor de potencia promedio se determina por la potencia promedio activa y la potencia promedio reactiva, las cuales serán proporcionales a los kWh y los kilovars-hora.

65

3.3.6 FACTOR DE UTILIZACION El factor de utilización de un sistema de distribución es la relación entre demanda máxima y la capacidad nominal del sistema de distribución que lo suministra. El factor de utilización es adimensional, por tanto la demanda máxima y la capacidad del sistema de distribución se deberán expresar en las mismas unidades. Se puede decir entonces que mientras el factor de demanda expresa el porcentaje de potencia instalada que ésta siendo alimentada, el de utilización establece qué porcentaje de la capacidad del sistema de distribución esta siendo utilizando durante el pico de carga. Esto se puede expresar de la siguiente manera:

CsDmsFu =

donde: Fu = Factor de utilización del sistema. Dms = Demanda máxima del sistema de distribución. Cs = Capacidad del sistema de distribución.

3.3.7 FACTOR DE DIVERSIDAD Cuando se proyecta un alimentador de distribución para determinado consumidor se debe tomar en cuenta se demanda máxima debido a que ésta es la que impondrá las condiciones más severas de carga y caída de tensión, sin embargo, surge inmediatamente la pregunta ¿ Será la demanda máxima de un grupo de consumidores igual a la suma de las demandas máximas individuales ?, la respuesta a esta pregunta en no, pues en todo el sistema de distribución existe diversidad entre los consumidores, es lo que hace por regla general que la demanda máxima de un conjunto de cargas sea menor que la suma de las demandas máximas individuales. En el diseño de un sistema de distribución no interesará el valor de cada demanda individual, pero sí la del conjunto. Se define entonces que demanda diversificada

66

es la relación entre la sumatoria de las demandas individuales del conjunto en un tiempo (ta) entre el número de cargas. En particular la demanda máxima diversificada será la relación de la sumatoria de las demandas individuales del conjunto cuando se presente la demanda máxima del mismo (t máx) y el número de cargas; la demanda máxima diversificada es la que se obtiene para la demanda máxima del conjunto. Se define la demanda máxima no coincidente de un conjunto de cargas como la relación entre la suma de las demandas máximas de cada carga y el número de cargas, lo que matemáticamente se expresa como:

D div = n

taDin

i∑ =1)(

Dmnc = n

Dmin

i∑ =1

donde: D div .- demanda diversificada del conjunto en el instante ta.

Di (ta) .- demanda de la carga en i en el instante ta (i = 1,2,.......n). D mnc .- demanda máxima no coincidente del conjunto D mi .- demanda máxima de la carga i.

La diversidad entre las demandas se mide por el factor de diversidad, que se puede definir como la relación entre la suma de las demandas máximas individuales entre la demanda máxima del grupo de cargas. El factor de diversidad se puede referir a dos o más cargas separadas o se pueden incluir todas las cargas de cualquier parte de un sistema de eléctrico o de un sistema de distribución, esto se puede expresar matemáticamente como sigue:

F div = Dms

Dmin

i∑ =1

67

En la mayoría de los casos el factor de diversidad es mayor que la unidad (F div ≥ 1). Si se conocen las demandas máximas individuales de cualquier grupo de cargas y el factor de diversidad, la demanda del grupo será igual a la suma de las demandas individuales divididas entre el factor de diversidad, éste se usa para determinar la máxima demanda resultante de la combinación de un grupo individual de cargas, o de la combinación de dos o más grupos. Estas combinaciones podrán representar un grupo de consumidores alimentados por un transformador o un grupo de transformadores cuyo suministro proviene de un alimentador primario o un grupo de alimentadores primarios dependientes de una subestación. En ocasiones se prefiere un factor de multiplicación más que de división, por lo que se definió lo que se conoce como factor de coincidencia que será entonces el recíproco del factor de diversidad de tal manera que la demanda máxima se puede calcular multiplicando la suma de un grupo de demandas por el factor de coincidencia. 3.3.8 FACTOR DE SIMULTANEIDAD Al proyectar un alimentador de distribución para un consumidor deberá tomarse en cuenta siempre su demanda máxima a que esta impondrá las condiciones más severas de carga y caída de tensión. Cuando más de un consumidor de características similares es alimentado por un mismo cable, es necesario considerar la simultaneidad existente en el uso de la energía eléctrica para los distintos tipos de consumidores.

nDmDmDmDmsFc

+++=

.............21

< 1

En la tabla siguiente, se muestran los distintos valores de factores de simultaneidad en función del número de consumidores.

68

Número de consumidores

Factores de coincidencia o simultaneidad

1 a 4 1,00 5 a 9 0,78 10 a 14 0,63 15 a 19 0,53 20 a 24 0,49 25 a 29 0,46 30 a 34 0,44 35 a 39 0,42 40 a 49 0,41 50 o más 0,40

Figura 3.3.8(a) Tabla de factores de Simultaneidad 3.3.9 FACTOR DE COINCIDENCIA Mientras que el factor de diversidad nunca es menor que la unidad, el factor de coincidencia nunca es mayor que la unidad. El factor de coincidencia puede considerarse como el porcentaje promedio de la demanda máxima individual de un grupo que es coincidente en el momento de la demanda máxima del grupo. Los factores de diversidad y coincidencia se afectan por el número de cargas individuales, el factor de carga, las costumbres de vida de la zona, etc. El factor de diversidad tiende a incrementarse con el número de consumidores en un grupo con rapidez al principio y más lentamente a medida que el número es mayor. Por otra parte, el factor de coincidencia decrece rápidamente en un principio y con más lentitud a medida que el número de consumidores se incrementa. La diversidad entre las cargas individuales o grupos separados tiende a incrementarse si las características de la carga difieren, de tal manera que si un grupo de cargas individuales tienen normalmente su demanda máxima por la tarde (como las cargas residenciales) y se combina con un grupo formado por cargas individuales que normalmente tienen sus demandas máximas en la mañana (como en pequeñas o medianas industrias), el factor de diversidad será mayor que si todas las cargas tuvieran su máxima demanda en la tarde o todos sus máximos en las mañanas.

69

FACTORES DE DIVERSIDAD Y DE COINCIDENCIA

El factor de coincidencia para cargas comerciales o industriales puede ser hasta del doble que para cargas residenciales. El factor de coincidencia promedio mensual usualmente será mayor que el factor correspondiente para un año. Esto se debe a los cambios de estación en la carga y debido a que la diversidad anual se basa en 12 diferentes demandas máximas durante el año, mientras que la diversidad mensual se apoya únicamente en la más grande de ésta. En la estimación de carga para el diseño de un sistema de distribución por lo general se emplea el factor de coincidencia anual. Por lo tanto, el factor de coincidencia es la relación de la demanda máxima de un sistema de distribución respecto a la suma de sus demandas máximas individuales y es menor o igual a uno.

Equipo / sistema

Factor diversidad

Factor coincidencia

Entre transformadores de distribución

1,2 -1,35

74 – 83,5

Entre alimentadores primarios

1,08 – 1,2

83,3 – 92,5

Entre subestaciones de distribución

1,05 – 1,25

80 – 95,5

70

PARA CALCULO DE CAPACIDAD DE CONDUCCION DE CORRIENTE Y DIMENSIONES DE CONDUCTORES

ELECTRICOS VINANEL 2000 TABLA 3.4 A) Calibre Awg/kCM

Tubo Conduit 1-3 conductores

Aire Libre Charola 1 -3 Conductores

DiámetroExterior Nominal

Peso

75ºC

90ºC

75ºC

90ºC

Mm2 Kg/km

20 8 10 16 18 23 10 18 12 14 20 18 26 13 16 15 18 25 34 29 19 14 20 25 30 35 35 29 12 25 30 35 40 40 43 10 35 40 50 55 48 63 8 50 55 70 80 61 104 6 65 75 95 105 78 140 4 85 95 125 140 90 251 2 115 130 170 190 105 378 1/0 150 170 230 260 136 603 2/0 175 195 265 300 148 743 3/0 200 225 310 350 161 919 4/0 230 260 360 405 17.5 1,139 250 255 290 405 455 19..5 1,356 300 285 320 445 505 20.9 1,603 350 310 350 505 570 22.2 1,853 400 335 380 545 615 23.4 2,101 500 380 430 620 700 25.5 2,593 600 420 475 690 780 28.3 3,119 750 475 535 785 885 31.0 3,852 1000 545 615 935 1,055 34.9 5.068

71

Tabla de factores de corrección para Cables instalados en tubos conduit y charola

Tabla 3.5 A) T ubo Conduit Num. De conductores en tubo Porcentaje utilizable del área del tubo

1 a 3 4 a 6 7 a 9

10 a 20 21 a 30 31 a 40

41 y más.

1.00 .800 .700 .500 .450 .400 .350

Tabla 3.6 A) Charola* Num. De conductores que Llevan corriente

Factores de Corrección por Agrupamiento

1 a 3 4 a 6 7 a 24 25-42

43 y mas

1.00 .800 .700 .600 .500

*Los factores de corrección de esta tabla se aplican a las capacidades de corriente de la tabla 4.0 donde indica “al aire libre” . Para Grupos de Cables monoconductores como los triples o cuádruples o los grupos de cables monoconductores amarrados entre si deben debe aplicar las capacidades de corriente de la tabla 4.0 donde indica “Tubo Conduit” aplicando los factores de corrección de esta tabla para el numero de conductores de cada grupo.

72

Cuando los cables en la charola tienen un espaciamiento arriba del 25% del diámetro del cable más grande, o del grupo de cables de mayor diámetro ,debe usarse los siguientes factores.

Para cables con un espaciamiento menor al 25% del diámetro del cable más grande o del grupo de cables de mayor diámetro , se deben usar las capacidades de corriente de la tabla 4.0 A donde indica tubo conduit.

Numero de cables Horizontalmente

1 2 3 4 5 6

Verticalmente

1

2

1.00 .890

.93 .83

.87 .79

.84 .76

.83 .75

.82 .74

73

Tabla de porcentaje de relleno para conductores en tubo conduit o tuberías (de acuerdo con la norma NOM-001-SEMP) Tabla 3.7 A) Num. De conductores en tubo Porcentaje utilizable del área del tubo

1 2

Mas de 2

53% 31% 40%

Tabla de Factores de Caida De Tensión Unitaria (milivolts/ampere-metro) Tabla 3.8 A) Calibre Awg/kCM

Monofasico Tubo Conduit

Trifasico Tubo Conduit

Metálico 75ºC

No Metálico 90ºC

Metálico 75ºC

No Metálico 90ºC

14 21.54 21.54 18.65 18.65 12 13.56 13.56 11.74 11.74 10 8.52 8.52 7.38 7.38 8 5.36 5.36 4.64 4.64 6 3.37 3.37 2.92 2.92 4 2.12 2.12 1.84 1.84 2 .86 .86 .74 .73 1/0 .86 .84 .74 .73 2/0 .68 .67 .59 .59 3/0 .55 .53 .48 .47 4/0 .44 .42 .38 .36 250 .38 .36 .33 .31 300 .27 .26 .24 .23 350 .27 .26 .24 .23 400 .24 .22 .21 .19 500 .20 .18 .17 .16 600 .17 .15 .16 .14 750 .14 .12 .12 .10 1000 .12 .09 .10 .09

74

Cuando las charolas tengan tapa , las capacidades de corriente afectadas por sus correspondiente factores de agrupamiento deben multiplicarse por .95 Cuando los cables instalados en charolas estan expuestos a los rayos solares , las capacidades de corriente afectadas por sus correspondientes factores de agrupamiento deben multiplicarse por .85. Factores de Correccion Por Temperatura ambiente POR CORRECCION DE TEMPERATURA TABLA 3.9 A)

Para temperatura ambiente diferente De 30ºC multiplique las capacidades De corriente por el factor de corrección correspondiente en esta Tabla *1

Temperatura Ambiente ºC

60ºC * 75ºC* 90ºC*

21-25 1.08 1.05 1.04

26-30 1.00 1.00 1.00

31-35 .91 .94 .96

36-40 .82 .88 .86

41-45 .71 .82 .87

46-50 .58 .75 .82

51-55 .41 .67 .76

56-60 .58 .71

61-70 .33 .58

71-80 .41

*1.-Temperatura en el conductor de acuerdo con el tipo de aislamiento.

75

Tablas 3.9.1 Para la Selección de -Transformadores TIPO DE SERVICIO

CAPACIDAD

3 F

POSTE 15 KVA POSTE 30 KVA POSTE 45 KVA POSTE 75 KVA POSTE 112.5 KVA POSTE 150 KVA POSTE 225 KVA POSTE 300 KVA POSTE 500 KVA TIPO DE SERVICIO

CAPACIDAD

3 F

MEDIANA POTENCIA

750 KVA

MEDIANA POTENCIA

1000 KVA

MEDIANA POTENCIA

1500 KVA

MEDIANA POTENCIA

2000 KVA

VALOR MAXIMO RECOMENDABLE PARA LA TRANSFORMACIÒN DE MEDIA TENSION A BAJA TENSIÒN.

76

TRANSFORMACION DE MEDIA TENSION A MEDIA TENSION TRANSFORMACION DE A.T A MEDIA TENSION TIPO DE SERVICIO

CAPACIDAD

3 F

POTENCIA 3000 KVA POTENCIA 5000 KVA POTENCIA 10000 KVA POTENCIA 20000 KVA POTENCIA 30000 KVA TRANSFORMACION DE: A.T A M.T A.T A A.T E.A.T-A-A.T TIPO DE SERVICIO

CAPACIDAD VA

3 F

GRAN POTENCIA

60,000 KVA

GRAN POTENCIA

75,000 KVA

GRAN POTENCIA

100,000 KVA

GRAN POTENCIA

200,000 KVA

77

4.0 MEMORIA DE CALCULO PARA LA SELECCIONDE EQUIPO EN MEIDA TENSION Y BAJA TENSION A INSTALAR PARA UNA NAVE INDUSTRIAL Lo primero es obtener los siguientes datos para ejecutar la obra eléctrica.

1. Ubicación de la Empresa (Dirección). 2. Razón social o giro de la empresa. 3. Factibilidad De Servicio “Permiso” Gestión eléctrica . 4. Capacidad Instalada en Kw. 5. El área donde se va ejecutar la obra. 6. Equipo que se va a instalar ( alumbrado , fuerza). 7. Datos Técnicos de operación del equipo a instalar (fabricante). 8. Realizar Memoria de Calculo. 9. Entrega de proyecto.

5.- AREA DE EJECUCION DE LA OBRA. .

CARGAS A.-OFICINAS DIRECTIVOS B-C.-OFICINAS EMPLEADOS Y OBREROS D.-CARGADORES DE BATERIAS E.-ALUMBRADO GENERAL

78

1.- DIRECCION.- AUTOPISTA MEXICO QUERETARO KM 34.5 EJIDO SAN ISIDRO, CUAUTITLAN IZCALLI. 2.- RAZON SOCIAL MACRO CENTRO DE DISTRIBUCION SAN ISIDRO. DIVISION BLACK AND DECKER. 4;5.- CAPACIDAD INSTALADA Y AREA DEL PROYECTO Nota.- TENSION DE SUMINISTRO EN ALTA TENSION 23000 VOLTS

79

CARGA TOTAL INSTALADA PROYECTADA

80

4.1.1 CUADRO DE CARGAS PROYECTADAS POR EL CONTRATISTA.

EQUIPO A INSTALAR

VOLTAJE VOLTS

POTENCIA WATTS

PZAS SISTEMA POTENCIA TOTAL

LUMINARIA TIPO AHORRADOR P/PLAFON

127 V

52 W

114

1 F- 3 H

5.928 Kw

GABINETE TIPO EMPOTRAR TUBO T-8

127 V

64 W

16

1F-3H

1.024 Kw

LUMINARIA DICROICA

127 V

50 W

10

IF-3H

.500 Kw.

CONTACTO DUPLEX POLARIZADO

127 V

180 W

34

1F-3H

6,.120 Kw.

POLARIZADO ½ VUELTA 2F-3H CARGADORES DE BATERIAS

220 V

5.5 K W

6

3F-4H

33 …Kw.

220

400 W

235

2F-3H

94 Kw

140.57 KW

81

4 .1.1 CUADRO DE CARGAS PARA DETERMINAR LAS CARGAS CARGAS C/INSTALADA F.D DEMANDA TIPO DE F.P SERVICIO A OFICINAS DIRECTIVOS

6.786 Kw

.8

5.4288 Kw

B.T

.9

B –C OFICINAS EMPLEADOS

6.786 Kw

.8

5.4288 Kw

B.T

.9

D AREA DE CARGADORES PARA MONTACARGAS

33 Kw

.8

26.4 Kw

M.T

.9

E ALUMBRADO GENERAL NAVE

94 Kw

.8

75.2 Kw

M.T

.9

DEMANDA MAXIMA

SUMT.140.57 KW

112.4576 Kw

CARGA INSTALADA

112.4576 KW

82

4.1.2 CALCULOS DE LA OBRA ELECTRICA PARA LA SELECCION DE EQUIPO A INSTALAR EN MEDIA TENSION DEBIDO ALA CARGATOTAL INSTALADA OBTENIDA Y SUBSECUENTEMENTE EN BAJA TENSION. DE ACUERDO ALA SIGUIENTE FIGURA 2.3.1 ANTES MENCIONADA

Figura 4.1.2 Vestimenta de Poste.

83

4.1.3 SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR A UTILIZAR Calculando la demanda por los bloques de cargas antes mencionados como ( A -B-C, D Y E) Para la selección del Transformador en base a la carga instalada (C.I) y el Factor de .potencia (f.p). Demanda= ( C.I / F.P ) = (112.456/.9)=124.9 Kva Por lo tanto elegimos un transformador de 150 Kva en las tablas 3.9.1 TR-150 KVA TIPO POSTE DELTA ESTRELLA ATERRIZADO MCA.- IEM .

FIGURA 4.1.3 (A)

A.T 23000 VOLTS B.T 220/127 VOLTS POSTERIORMENTE MENCIONAREMOS LAS CARACTERISTICAS

• DEL TRANSFORMADOR A UTILIZAR CUMPLIENDO LAS NORMAS ANTE LA COMPAÑÍA SUMINISTRADORA

• YA SEA CIA DE LUZ O C.F.E.

84

• • TRANSFORMADO A UTILIZAR FIGURS 4.1.3 (B)

•

85

4.1.4 Calculando la Densdidad de Carga Dc= (C.I / AREA)= (112.456 / 16,070)=.006997 Kva/m2 Dc=Densidad de Carga Area= en m2 DENSIDAD DE CARGA ES DE .082 Kva/m2.

• Sumando la demanda máxima para Determinar la Corriente total • Por el lado de media tensión.(high voltage) tomando en cuenta el

transformador base de 150 kva 4.1.5 CALCULO DE LA CORRIENTE PRIMARIA Y SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR CORRIENTE TOTAL I.A.T= 4.1 Amperes It= P / (1.73*VL*f.p`) = ( 150 / (1.73*23*.9)= 4.1 Amperes P= potencia total (demanda maxima) VL=Tensión de suministro en 23000 volts f.p=Factor de potencia de los equipos a instalar. Sumando la demanda máxima para Determinar la Corriente total

• Por el lado de baja tensión.(Low voltage) tomando como base el tr • Seleccionado. De 150 KVA.

CORRIENTE TOTAL I B.T = 438 AMPERES It= P / (1.73*VL*f.p`) = ( 150 / (1.73*.220*.9)= 437.9 Amperes P= potencia total (demanda maxima) VL-L=Tensión de suministro entre líneas de 220 volts f.p=Factor de potencia de los equipos a instalar.

86

Calculando el factor de demanda, factor diversidad Fd= carga instalada / c demandada=112.4576 / 140.57= .8% Factor De Diversidad= 140.57/112.4576=1.249%. 4.1.6 Considerando la carga a futuro Carga a Futuro.- Demanda + el 25% =(112.4576)*(.25%)+112.4576 =28.114+112.4576 =140.572 Kva se corrobora el Tr-150 Kva ya elegido DEMANDA MAXIMA

SUMT.140.57 KW

112.4576 Kw

CARGA INSTALADA 112.4576 KW Rigidez dieléctrica Entendemos por rigidez dieléctrica el valor límite de la intensidad del campo eléctrico en el cual un material pierde su propiedad aisladora y pasa a ser conductor. También podemos definirla como la máxima tensión que puede soportar un aislante sin perforarse. A esta tensión se la denomina tensión de rotura.

El término rigidez se utiliza porque cuando la materia transmite energía, vibra en su extensión llevando su mensaje de una molécula a otra. Cuando no vibra, pues está rígida y no transmite nada. Cuanto más rígida es, más aislante resulta.

La rigidez dieléctrica se representa con la letra griega ε (epsilon) y se calcula siguiendo la siguiente expresión:

donde K es la constante dieléctrica del material, Q la carga y r la distancia entre las partículas.

De este modo consideraremos que son dieléctricos aquellos los materiales con esta propiedad. Tienen diferentes aplicaciones, pero destaca su uso en la confección del condensador.

87

TABLA 4.1.6 (A) DE SUSTANCIAS Y SU CAPACIDAD DE RIGIDEZ DIELECTRICA

Substance Rigidez Dieléctrica (MV/m)

Aire 3

Cuarzo 8

Tausonita 8

Goma de neopreno 12

Nailon 14

Vidrio Pyrex 14

Aceite de silicona 15

Papel 16

Baquelita 24

Poliestireno 24

Teflón 60

88

5.0 SELECCIÓN DE LOS APARTARAYOS Empezamos por dar una definición de apartarrayo la cual consta en controlar las Sobretensiones de origen atmosférico o de maniobras debe estar en función del criterio de coordinación de aislamiento adoptado para una instalación es decir, se debe verificar que un tipo de apartarrayo seleccionado cumpla con los requerimientos de los aislamientos de los equipos y aparatos de la subestación como transformador,interruptor,cuchilla etc etc y su correlaciòn con el aislamiento de transmisión conectadas al sistema o subestación. COORDINACION DE AISLAMIENTO La coordinación de aislamiento es la selección del nivel de aislamiento de equipo e instalación en relación con las sobretensiones que puedan presentarse en un punto del sistema. Considerando las características de los dispositivos de protección y las condiciones de servicio para reducir a un nivel técnico y económicamente aceptable la probabilidad de que esfuerzos eléctricos puedan ocasionar falla del aislamiento o afectar la continuidad del servicio. NIVEL DE PROTECCION DE UN APARTARAYO Es el valor máximo de tensión de cresta que aparece a través de la terminales del apartara yo en condiciones especificas de operación. Para un apartarrayo sin espacio en aire (gap) el nivel de protección es la tensión de descarga del apartarrayo para una corriente de descarga especifica.Para apartarrayos con un espacio en aire en serie o paralelo con el apartarrayo. por lo que su nivel de protección serà el mayor entre la tensión de flameo del espacio en aire o de la tensión de descarga. Impulso por rayo( descargas atmosfericas) Impulso por manibobra(desconexión de equipos TR-L`T`S.CAP (LPL).-Nivel de protección al impulso por rayo con duraciòn de 8/20 micro segundos con amplitudes de 1.5,3,5,10 y 20 kA. (SPL).-Nivel de Protecciòn al impulso por maniobra es el mayor nivel de tensión de cresta de descarga medida al aplicar una onda de corriente atraves de un

89

impulso de maniobra con un tiempo de cresta de 45-60micro segundos.Su amplitud depende del nivel de tensión en que se va a conectar el apartarrayo Ejemplo.- 500 A de 3 a 108 Kv 1000 A de 120 a 240 Kv y 2000 A tensiones superiores a 240 Kv. (FOW) Nivel de Protecciòn frente de onda .- Es la mayor Tensión de cresta de descarga resultado de una onda de corriente a través del apartarrayo de un impul so de rayo de 1.2/50 micro segundos cortada en .5 microsegundos. NIVELES DE AISLAMIENTO A PROTEGER Los niveles de aislamiento a proteger son un conjunto de tensiones de aguante normalizadas que caracterizan la rigidez dieléctrica del aislamiento de los equipos. Tensión de Aguante.- es el valor cresta de una tensión de prueba al impulso ya sea por maniobra o por rayo por lo cual el aislamiento bajo condiciones especificas muestra una probabilidad de aguante igual a una probabilidad de referencia especifica. Tensión de flameo.- Es la tensión especificada a prueba que en todas las aplicaciones debe causar flameo o arqueo.

Fig 5.0 TAIR-NBAI.-Nivel Básico de aislamiento Vn 23 kv.-Tension nominal del equipo Bil.-Tension maxima de diseño

90

TIPOS DE APARTARRAYOS

1. AUTOVALVULARES 2. OXIDOS METALICOS 3. DE ARQUEO

AUTOVALVULARES.-El principio de operación de este tipo de apartarayos se basa en la propiedad que tienen algunos materiales de modificar su resistencia en función ala tensión que se le aplique. Por lo cual el apartarrayos se conecta a la base de la línea a través de un Expulsor el cual permite que los elementos del apartarrayos no se encuentren sometidos alas sobretensiones ni a la tensión del sistema de esta manera se prolonga la vida útil del equipo. Expulsor de disparo.- Tiene 2 finalidades determinar la tensión de disparo del apartarrayos y el nivel de protección. b)Aislar la unidad en condiciones de Régimen permanente Anillo de regulación.-Su función Principal es lineal izar en lo posible la distribución del campo eléctrico a lo largo de la columna de porcelana del propio apartarrayos en particular cuando se encuentre expuesto a una contaminación elevada (hule Silicon EPDM) Explosor de Capas Múltiples.-Este explosor no es Representativo de todos los apartarayos autovalvulares se tarea es homogenizar el campo eléctrico y al mismo tiempo refrigerar el arco electrico,las placas son de cobre y el aislamiento puede ser de mica. Resistencia No Lineal.- Esta formada por discos a base de Sic (carburo de silicio aglutinados en una mas no conductora de cerámicas o resinas sintéticas. A bajas tensiones el flujo electrónico en los puntos de contacto de los cristales de carburo de silicio es despreciable pero una vez que se pasa la barrera de potencial empieza a circular una corriente considerable.

91

Por lo tanto esta resistencia variable no depende de la dirección del flujo de la corriente envía a tierra sobretensiones positivas y negativas. Resistencia de Puesta a tierra.- Este elemento facilita el drenaje de la corriente a tierra una vez que el apartarrayos entra en su estado. De conducción. Apartarrayos de Oxido de Zinc Este tipo de apartarrayos tiene la característica de estar conectado continuamente ala misma fase de la línea esto permite que se tenga una mayor precisión, ya que aplica un 10% por arriba de la tensión nominal. Ventajas del ap oxido de zinc contra el carburo de silicio.

• Eliminación del explosor de disparo lo que eleva la sensibilidad y su confiabilidad.

• La característica de voltaje y corriente es casi lineal para el oxido de zinc y

muy superior al auto valvular.

• Tiene mejor característica de respuesta ante impulsos de corriente. Características o datos de los apartarayos

• Tensión Nominal • Tensión Residual o de descarga • Tensión de descarga a 60 haz • -Tensión de Descarga por impulso.

Tensión nominal.-Se le conoce también como tensión de designación y su valor se puede obtener de acuerdo a: Vn=Ke Vmax; (Vn tensión nominal del apartarrayos en Kv) Vmax.-Tensiòn maxima de Diseño Ke.-Factor de conexiòn a tierra cuyo valor depende de las relaciones.

92

X0=Reactancia positiva (+) Donde Ro= Resistencia secuencia 0 Ro/x1 y X0/X4 Ke=.8 cuando sea un sistema con neutro aterrizado Ke=1 cuando sea un sistema con neutro flotante. Tabla 5.1.1) para Obtener el Factor K que depende de la distancia al punto de incidencia de la descarga atmosferica M K 700 3 1600 2 3200 1

93

Figura 5.1..2 Apartarrayos tipo Dom 23 Proporcionado por la Compañía suministradora

94

Figura 5.1..3 Características del Apartarrayos tipo Dom 23

95

Figura 5.1..4 Criterio de la Coordinación de aislamiento

En la figura 5..1.4.-A se tiene una sobretensión (1) ya sea del tipo externa o interna y que viaja por las líneas de transmisión . En (2) se tiene el nivel de aislamiento del equipo a proteger, ya sea un transformador, reactor, interruptor, cuchillas, etc. En dicha figura el nivel de aislamiento es mayor ala sobretensión, por lo tanto, el equipo no sufre daño por la elevación de tensión. En la figura (5.5 B), el nivel de aislamiento es menor ala sobretensión, por lo tanto , el equipo si sufre daño al aislamiento del equipo. En este caso , es necesario instalar un apartara yo para limitar la sobretensión. En la figura (5.5 C) se instala un apartarrayo con un cierto nivel de protección (3). En dicha figura se muestra que el apartarrayo deja pasar un cierto valor de sobretensión que no es dañino al aislamiento por lo que se esta realizando una coordinación de aislamiento. Esta Coordinación de aislamiento se basa en que el equipo pueda absorber un cierto valor de sobretensión limitada por un apartarrayo. Si no se tuviera un apartarrayo , el transformador tendría un nivel de aislamiento mayor y por lo tanto un transformador incosteable. Ahora bien si nivel de aislamiento fuera de un valor muy pequeño, se tendría que instalar un apartarrayo con una gran relaciònde protección RP provocando que el apartarrayo tenga una probabilidad de salidas muy alta e inestabilidad en el sistema.

96

El grado de coordinación se mide por la relación RP mostrada en la figura 5.5C . Se define como la relación entre el nivel de aislamiento del equipo y el nivel de protección del apartarrayo. Es decir: RP1=BIL / LPL RP2=BSL/SPL RP3=CWW/FOW De acuerdo ala norma ANSI/IEEE C62.2-1987 –guide for the aplication of Gapped SilicòCarbide y la IEEE std c62.22-1991 “IEEE Guide for the application of Metal Oxide”se acepta el apartarrayo si se cumple las siguientes condiciones. RP1= >1.15 RP2= >1.2 RP3= >1.15 Con una relación que no se cumpla el apartarrayo no se acepta. El margen de protección se calcula MP%=( RP - 1 )100 TABLA 5.1.5 TENSIONES DE AISLAMIENTO CATEGORIA 1

97

TABLA 5.1.6 PARA EL FACTOR k DE ATERRIZAMIENTO

98

Con los datos antes obtenidos procedemos a seleccionar el apartarrayo de Zno para proteger un transformador 150 kVA que se alimenta por el lado primario en 23000 volts los factores de aterrizamiento dados por la compañía son xo/x1=3 R1/x1=.5 Ro/X1=1 a)Tensión máxima de operación continua del apartarrayo (MCOV) MCOV=(Un / 1.73) Um= 25.8 kV Um= Tensión eficaz del equipo por tablas tensiones y niveles de aislamiento. MCOV = 25.8 kV. b)Sobre tensión temporal del sistema (TOV) De acuerdo con los coeficientes de aterrizamiento, se determina el coeficiente de falla a tierra k a partir de tablas . por lo que para X 0/ X 1=3 ; ; R1/x1=.5 Ro/x1=1. obteniendose una k=1.5. TOV= k(Um /1.73) TOV= 1.5 ( 25.8 / 1.73 ) TOV= 22.36 kV POR LO TANTO EL APRATARRAYO DEBE CUBRIR UNA SOBRETENSIÒN TEMPORAL DE 22.36 KV

99

Fig 5.1.7 Equipo ilustrativo 5.1.8 RELACIONES DE PROTECCIONES Para el apartara yo de ZnO , los niveles de protección dados en la tabla siguiente: TABLA.- NIVELES DE PROTECCION PARA A.P V L-L kV Rms

VL-T kV Rms

Min MCOV

Cycle Ratings kV

FOW .5 mS

LPL 8/20 mS

SPL Swtching surge protective level

4.37 2.52 2.55 3 2.32-2.48 2.10 -2.2 1.70-1.85 8.73 5.04 5.1 6-9 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 13.1 7.56 7.65 9-12 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 13.9 8.00 8.4 10-15 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 14.5 8.37 8.4 10-15 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 26.2 15.1 15.3 18-27 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 36.2 20.9 22 27-35 2.33-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 48.3 27.8 29 36-45 2.43-2.48 1.97-2.23 1.70-1.85 72.5 41.8 42 54-72 2.43-2.48 1.97-2.18 1.64-1.84 121 69.8 70 90-120 2.19-2.40 1.97-2.18 1.64-1.84 145 83.7 84 108-144 2.19-2.40 1.97-2.17 1.64-1.84 169 97.5 98 120-172 2.19-2.39 1.97-2.17 1.64-1.84 242 139 140 172-140 2.19-2.39 1.97-2.15 1.64-1.84 362 209 209 258-342 2.19-2.36 1.97-2.15 1.71-1.85 550 317 318 396-564 2.19-2.36 1.97-2.25 1.71-1.85 800 461 462 576-612 2.01-2.47 2.01-2.25 1.71-1.85

100

Para el apartarrayo de Zno , los niveles de protección están dados en p.u de cresta MCOV por lo que es necesario pasarlos a kV para obtener sus relaciones de protección la operación a realizar es por 1.41 o raiz cuadrada de 2. De la tabla 5.1.8 De tensiones de aislamiento obtenemos el siguiente valor (BIL). Para 23 Kv tenemos ;

Tabla 5.1.8 Un kV

Um kV

Tensión de aguante L-earth

Impulso por rayo BIL

23 25.8 50 95 kV 125 kV 150 kV

POR LO TANTO: BIL.- 95 KV BSL=BIL*F1 CWW=BIL*F2 F1 Y F2 SON factores multiplicativos obtenidos de la siguiente tabla FACTORES PARA ESTIMAR EL NIVEL DE AISLAMIENTO DE EQUIPOS CON ACEITE INMERSO TIPO DE EQUIPO DURACION AL IMPULSO NIVEL DE AISLAMIENTO Transformadores y reactores Frente de onda .5micro Seg 1.3 a 1.5 * BIL Interruptores de 15.5 kV y mayores Onda Cortada CWW 2 microSeg 1.29 * BIL Transformadores y reactores Onda Cortada Cww 3 micro Seg 1.1 A 1.15 * BIL Interruptores de 15.5 kV y mayores Onda Cortada Cww 3 micro Seg 1.15 * BIL Transformadores y reactores Onda Completa microSeg 1.2 / 50 1.00 * BIL Transformadores y reactores Maniobra BSL (250/2500 microSeg .83 BIL Boquillas Maniobra BSL (250/2500 microSeg .63 S- .69 * BIL Interruptores de 362 a 800 kV Maniobra BSL (250/2500 microSeg .63 - .69 * BIL F1=1.5 F2=1.29 BIL.- 95 KV BSL=BIL*1.5=142.5 CWW=BIL*1.29=122.55

101

5.2 Calculando los niveles de protección del apartarrayo basados en la tabla de niveles de protección. LPL=1.41*lpl*Mcov = 1.41*2.23*15= 47.164 SPL=1.41*spl*Mcov=1.41*1.85*15= 39.127 FOW=1.41*fow*Mcov=1.41*2.48*15= 52.452 Por lo tanto la relación de protección es la siguiente: Rp1=BIL/LPL= 95/47.164= 2.01 Rp2=BSL / SPL=142.5/39.127=3.64 Rp3=CWW/FOw=122.55 / 52.452=2.336 De acuerdo con las normas ANSI/IEEE c62.2-1987 Se acepta el apartarrayo si se cumplen las siguientes condiciones: RP1: >1.15 RP2:>1.2 RP3: >1.15 Calculando el Margen de Protección Mp1=(2.01-1)*100= 101 % Mp2=(Rp2-1)*100=(3.64-1)*100= 264 % Mp3=(Rp3-1)*100=(2.336-1)*100= 133.6 % Estos márgenes de protección rebasan los valores estipulados por las normas por lo tanto se acepta el apartarrayo.

102

Figura 5.2 (a)

103

6.0 MARCADO E IDENTIFICACION DEL POSTE A INSTALAR PARA SERVICIO DE ACOMETIDA. Cada poste debe llevar marcado, el nombre según la presente norma (normas L y F )Material 2.0110 , fecha de fabricación (mes y año) , nombre o identificación del fabricante e iniciales de L y F si es el caso. PRUEBAS De acuerdo a lo indicado es esta norma y al plano postes huecos de concreto reforzado 1945-1709. REFERENCIAS: Plano: Postes huecos de concreto reforzado 1945-1709 USO: CR-6 RETENIDAS CR-9 Líneas de baja Tensión , retenidas , acometidas y otras instalaciones CR-12 Líneas de 6 ò 23 kV capacitores, cuchillas y seccionadores de 6 kV, chillas 23H. Deflexiones D23, paso 23 y otras instalaciones. CR-14 Líneas de 23 kV ; Capacitores de 23 kV , cuchillas 23 H , deflexiones D23 paso 23 y otras instalaciones. CLAVE DEL NOMBRE: CR = Concreto reforzado 6 , 9 , 12 , 14 = Longitud aproximada en metros.

104

DIMENSIONES POSTES CR NOMBRE A

m B m

C m

E m

F m

G m

H m

I m

MASA kg

CARGA kg

POSTE CR-6 6.096 .306 5.791 .260 .160 .174 .065 1.8 475 1050 POSTE CR-9 9.144 1.829 7.315 .283 .164 .152 .044 1.5 725 500 POSTE CR-12 12.19 1.829 10.363 .327 .204 .152 .044 1.7 1100 620 POSTE CR 14 13.716 1.829 11.887 .327 .204 .130 .024 1.9 1200 620 NOTA: Se diseñaron los postes conforme al reglamento del ACI-3187 considerando una carga última de diseño aplicada a 30 cm de la punta. MATERIAL: POSTE

CR 6 POSTE CR 9

POSTE CR12

POSTE CR14

Concreto F`c=250 kg/cm2 (Proporcion 1:1,5:2,0) Cemento Portland Extra kg Arena m3 Grava 19mm ¾” m3 Agua(por bulto de cemento) 1

81.00 0.9 .135 21.00+

130.00 .167 .203 21.00

210.00 .3 .36 21.00

210.00 .3 .3 21.00

Varilla de acero F’y=4200 kg/cm2 #3 (3/8”) kg .#4(1/2”) kg

66.00

17.00 36.00

127.5

117

Alambre grado estructural Calibre #14 BWG Calibre #11 BWG Calibre #16 BWG

3.0 .450

2.00 4.30 .61

6.0 1

6.5

Alambre galvanizado 9 para formar Anillos dobles usados(doble escarpio) Como separadores.

.80

1.0

1.8

105

DIMENSIONES DE POSTE CR

FIGURA 6.0 (a) DE APARTARRAYOS TIPO DOM Y FUSIBLECORTACIRCUITO

106

Figura 6.1 © Cortacircuitos

107

Nota.-Los equipos antes instalados como poste, crucetas y/o herrajes de sujeción, transformador y equipo de medición son instalados por la compañía suministradora por eso es que se pide mediante una solicitud de servicio la capacidad instalada en kw para proporcionarnos la factibilidad nosotros realizamos los cálculos para proyectar la instalación en geneneral.

108

Figura 6.2 Características de los apartarrayos

109

Figura 6.3 Conectores Tipo Bastòn.

110

Figura 6.4 Vista Frontal del Apartarrayos

111

7.0 TABLERO DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSION En esta sección mencionaremos el tipo de tablero de distribución que vamos a alojar en nuestra nave industrial el cual nos sirve tanto de protección como de distribución de nuestra energía eléctrica para la redistribución de energía a tableros de alumbrado y fuerza que se necesiten instalar. TABLEROS DE DISTRIBUCION AUTOSOPORTADOS QDPACT@LOGIC CLASE 2700 Tipo: Sección Combinación Su función consiste en combinar en una sola sección un interruptor principal y un grupo de interruptores derivados tipo enchufadle montados en un panel de distribución I line. Con interruptor Principal de Caja moldeada Montaje fijo en pared Interruptores derivados que acepta en caja moldeada FA 1-2-3 POLOS de 15 A -100 A KA 2-3 POLOS de 125-200 A LA 2-3 POLOS de 225-400 A MA 2-3 POLOS de 500-800 A Alimentación superior o interior (3F – 4 H ) 600 vca – 250 vcd. Barra neutra si se requiere. Power logic en frente 1066mm (42)” y 1219mm (48”). Panel de distribución I line de doble Columna. Hasta 14 interruptores derivados del marco FA de 3 polos. Altura de 2324mm(91.5”). Ancho de 914mm(36”) , 1066mm(42”) y 1219mm(48”). Fondo de 610mm(24”).

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8.0 SELECCIÓN DE ALIMENTADORES 8.1 MEMORIA DE CALCULO PARA CALIBRE ALIMENTADOR DE EQUIPO DE MEDICION HASTA LA PROTECCION PRINCIPAL DEL TABLERO DE DISTRIBUCIÒN. Para realizar el calculo nos basamos en la siguiente tabla así como en las normas oficiales mexicana nom-001-sede-99 para selección de calibre de conductor de método condumex. T310-16. Capacidad de conducción de corriente en amperes de conductores de 0-2000 volts, 60ºC a 90ºC. No ,as de 3 conductores en un cable , en una canalización o directamente enterrados y para una temperatura ambiente de 30ºC TABLA 3.8 DE FACTORES DE CAIDA DE TENSION UNITARIA (milivolts/ampere-metro)

Sistema Tubería

Monofásico Conduit

Sistema Tubería

Trifásico Conduit

Calibre Awg/kCM

Metálico No metálico Metálico Metálico 14 21.54 21.54 18.65 18.65 12 13.56 13.56 11.74 11.74 10 8.52 08.52 7.38 7.38 8 5.36 05.36 4.64 4.64 6 3.37 3.37 2.92 2.92 4 2.12 2.12 1.84 1.84 2 1.35 1.33 1.18 1.18 1/0 .86 .84 .74 .73 2/0 .68 .67 .59 .59 3/0 .55 .53 .48 .47 4/0 .44 .42 .38 .36 250 .38 .36 .33 .31 300 .32 .30 .28 .26 350 .27 .26 .24 .23 400 .24 .22 .21 .19 500 .20 .18 .17 .16 600 .17 .15 .16 .14 750 . 14 .12 .12 .10 1000 .12 .09 .10 .09 * VALORES OBTENIDOS PARA TODO TIPO DE CANALIZACIÒN

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De nuestra formula obtenida del método condumex: % AV= ( Fc * L I ) / 10 Ve %AV= Caída de tensión unitaria (porcentaje) L=Longitud del circuito expresado en metros I=corriente que circula en Amperes Ve=Voltaje de alimentación Fc=Factor de caída de tensión unitaria ( milivolts / amper-m) Según la Nom-001-SEMP para alimentadores no debe exceder el 3% y si sele suman circuitos derivados no debe sobrepasar el 5%.si esto pasa es necesario seleccionar un calibre de mayor capacidad esto se puede hacer despejando el factor de caída unitaria Fc de la formula anterior que quedaría de la siguiente manera. Fc= -( %AV * 10 * Ve ) / (L * I ) Conociendo Fc se Buscara y Escogerá en la tabla 5.13 el calibre que da igual o menor al factor de caída de tensión unitaria. Por Tabla 310-16 Nos da un Calibre de Conductor para un Sistema Trifásico con los siguientes datos: It=394.11 Amp VL1-L2 = 220 volts Potencies =150 Kva Sistema: Trifásico Calibre de conductor seleccionado 1/0 por fase Ahora Bien se comprueba por el método de caída de tensión con los siguientes datos: donde la compañía suministradora nos coloca la acometida. D1=14 mts de equipo de medición a tablero de distribución D2=14 mts de tablero de distribución a planta de emergencia D3=7 mts de planta de emergencia a tableros generales de alumbrado y fza

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Ir=394.11 amperes Ve=220 volts entre líneas Fc=.74(por tablas) Ahora bien ya conocidos los datos procedemos a meterlos en la formula de caída de tensión unitaria. % AV= ( Fc * L I ) / 10 Ve % AV= ( .74 * 14 * 394.11 ) / ( 10 * 220 ) % AV= ( .74 * 7 * 394.11 ) / ( 10 * 220 ) % AV= ( .74 * 14 * 394.11 ) / ( 10 * 220 ) % AV=1.855 % para calibre de conductor de 1/*0 para 14 m % AV=.92 % para calibre de conductor de 1/*0 para 07 m % AV=1.855 % para calibre de conductor de 1/*0 para 14 m SE ACEPTA CALIBRE DE 1/0 PARA ALIMENTAR DEL EQUIPO DE MEDICION HASTA EL TABLERO DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSION QODPACT AUTOSOPORTADO (3F- 4 H). SE ACEPTA CALIBRE DE 1/0 PARA ALIMENTAR DEL TABLERO DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSION QODPACT AUTOSOPORTADO (3F- 4 H). A PLANTA DE EMERGENCIA SE ACEPTA CALIBRE DE 1/0 PARA ALIMENTAR DE PLANTA DE EMERGENCIA A TABLERO DE MERGENCIA. QODPACT AUTOSOPORTADO (3F- 4 H).

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Por norma el calibre del hilo neutro debe ser igual o aproximadamente al conductor que lleva la carga y el calibre de tierra física se obtiene de la tabla 250-95 de la nom 001 sede 99 Sección transversal mínima de los conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipos. T250-95 Conductores de puesta a tierra para canalizaciones y equipo

Sección transversal Cobre

Sección transversal Aluminio

Capacidad de Conducción nominal o ajuste del dispositivo automático de sobre corriente ubicado antes del equipo, tubería, etc No mayor en amperes

Mm2 AWG KMC

Mm2 AWG KCM

400 27.67 3 42.41 1 500 33.62 2 53.48 1/0 Por lo que nos da un calibre del numero 3 pero como no es comercial seleccionamos el siguiente calibre. 3C- Cal – 1/0 L`s “lineas” 1C-Cal 2 ò 1/0 N “Neutro” 1C-Cal 2 T “Tierra Fisica” Ch=4” Charola de alum. e.= 1.855%

116

8.1.1 CALCULO DE INTERRUPTOR PRINCIPAL Este interruptor principal va ir alojado en el tablero de distribución en baja tensión Seleccionado P=113 KW IT=296.89 AMP IOL=1.25%*IT IOL=371.124 AMP INTERRUPTOR PRINCIPAL DE 3*400 AMP LA 8.2 SELEECCION DE PLANTA DE EMERGENCIA En este caso se va directamente con el fabricante al cual se le pide una planta de emergencia que cumpla con las características solicitadas en este caso:

1. POTENCIA 150 KVA 2. FRECUENCIA 60 HTZ 3. TENSION ENTRE LINEAS 220 V 4. TIPO DE CONEXIÓN: DELTA ESRELLA 5. FIJA O MOVIBLE

VERIFICACION DE CALCULO DE CAPACIDAD DE CORRIENTE REFIRIENDOSE A NUESTRO SISTEMA TRIFASICO Ia= (6.786 kW) / (1.73*.22)=17.82 Amperes Ib-c= (6.786 kW) / ( 1.73*.22)=17.82 Amperes Iabc = 35.65 Amperes Id= (33 kW) / (1.73 * .22 ) =86.7 Amperes Ie= (94kW) / (1.73*.22)=246.978 Amperes Ir 3f= 369.3374 Amperes –corriente Trifasica Por ley de Kirchoff de Corrientes It= Iabc + Id + Ie……………………..ecuaciòn 1 REFIRIENDOSE A UN SISTEMA MONOFASICO PARA CADA LINEA Ir= 369.328 Amperes Corriente Trifasica I f=369.328 / 3 If=123.10 Amperes corriente pòr fase en cada línea

117

8.3 DIAGRAMA UNIFILAR

TAB EMERGENCIA

118

10.-CONCLUSIONES EL ANTERIOR PROYECTO TIENE LA FINALIDAD DE PODER EXPRESAR LOS PASOS A SEGUIR PARA LA SELECCIÓN DE ENERGIA ELECTRICA Y LA SOLICITACION MEDIANTE UNA SOLICITUD DE SERVICIO DEBIDAMENTYE LLENADA ANTE LA COMPAÑÍA SUMINISTRADORA ASÌ COMO LA SELECCIÒN DEL TRANSFORMADOR , PROTECCIONES , TABLEROS DE DISTRIBUCIÒN Y UNA PLANTA DE EMERGENCIA CON LOS DATOS OBTENIDOS PARA LA NAVE INDUSTRIAL DENOMINADA BLACK AND DECKER SEGÙN LOS REQUERIMIENTOS SOLICITADOS ANTE EL CLIENTE PARA LA CUAL SE REALIZA UNA MEMORIA DE CALCULO CORRESPONDIENTE. ENFOCANDOSE EN SI EN LA PARTE DEL SUMINISTRO HASTA LOS TABLEROS PRINCIPALES DE BAJA TENSION DE TAL FORMA SE OBSERVA QUE TODAVIA SE PUEDE EMPLEAR EL CAMPO DE CALCULO PERO ESO ES CUESTION DE LAS NUEVAS GENERACIONES PARA QUE DE ALGUNA MANERA ENFOQUEN TODOS SUS CONOCIMIENTOS ADQUIRIDOS EN UN PROYECTO REAL.

119

11.0 BIBLIOGRAFIAS NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-001-SEMP-1999 Relativa a las Instalaciones Destinadas al Suministro y Uso de la Energia Electrica Instituto Politécnico Nacional Dirección de Publicaciones y Materiales Educativos Tres Guerras 27 , 06040 México D.f “GUIA DE COORDINACION DE PROTECCIONES EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA, GERENCIA DE DISTRIBUCION DE LA CL Y F 1980 Fernando Toledo Toledo “Sistemas Eléctricos de Potencia” Universidad Autónoma Metropolitana Dolores Juárez Cervantes “Instalaciones en Alta Tensión II” Instituto Politécnico Nacional”1998 Introducción A las Subestaciones Eléctricas” M. en C. Baldomero Guevara Cortes El ABC de las instalaciones Eléctricas Residenciales Gilberto Enríquez Harper Editorial Limusa Manual de las instalaciones Eléctricas Industriales Gilberto Enríquez Harper Editorial Limusa Manual de curso “Condumex “para Instalaciones Industriales CATALOGO DE PRODUCTOS DE DISTRIBUCION Y CONTROL “SQUARE D”

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