Estudio de arco electrico

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

ESTUDIO DE ARCO ELÉCTRICO EN LA PLANTA INDUSTRIAL SANDWELL.

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA.

P R E S E N T A:

URIEL CASTRO MORALES.

ASESORES:

M EN C. GILBERTO ENRÍQUEZ HARPER.

DR. JOSÉ ALBERTO GÓMEZ HERNÁNDEZ

MÉXICO, D. F. 2013

AGRADECIMIENTOS: La base para que toda persona se entregue y persevere en los objetivos y metas radica

en la esencia de su pueblo, en mí caso la convicción la obtengo de mí México ya que

gracias a él pude llegar específicamente a este momento, por lo tanto en primera

instancia le dedico este trabajo a mí país que cree y lucha cada día.

De igual forma le agradezco a la institución que me dio la oportunidad de alcanzar mí

objetivo, al Instituto Politécnico Nacional por llevarme en sus aulas cada semestre de

una manera que hoy en día considero fue la mejor.

A mí familia que me ha acompañado en las buenas y no tan buenas y que está

compuesta por mis padres y mi hermano, agradezco toda la dedicación, los consejos,

las vivencias, orientación y disciplina que me dieron a lo largo de todo este tiempo,

pero sobre todo por creer en mí.

Al ingeniero Gilberto Enríquez Harper por darme la oportunidad de conocerlo y

también por toda la orientación y consejos para poder realizar este trabajo.

Al ingeniero Francisco Cuevas Arteaga, al ingeniero Alfredo Cisneros, y al Doctor José

Alberto Gómez Hernández por tenerme paciencia y por todos sus consejos que

sirvieron de mucha ayuda para seguir avanzando en el trabajo y terminarlo.

Al ingeniero Telesforo Trujillo por ser una guía y por darme sus puntos de vista sobre

mi trabajo.

A mis compañeros con los que compartí clases, ya que soñábamos con los mismos

ideales y que ahora estamos llegando a ellos.

A todo el personal de la Gerencia de Ingeniería Especializada que estuvo animándome

día con día les agradezco su tiempo y sus opiniones.

Finalmente pero no menos importante quiero agradecer a la vida esperando me de la

oportunidad de seguir creciendo y algún día realizar mi siguiente sueño, una maestría

en ingeniería

A todos Gracias.

INDICE.

INTRODUCCIÓN. ........................................................................................ 1 OBJETIVO ................................................................................................... 3 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 4 CAPÍTULO 1. GENERALIDADES Y CONCEPTOS DEL ESTUDIO DE ARCO

ELECTRICO. ............................................................................................. 5 1.0 Introducción. ....................................................................................... 5 1.1 Definición de Arco Eléctrico. ............................................................... 5 1.2 Riesgo por Arco Eléctrico. ................................................................... 5 1.3 Pasos para el estudio de Arco Eléctrico. ............................................. 6 1.4 Cálculo con el estándar de la norma IEEE-1584-2002. ......................... 6 1.4.1 Corriente de Arco. ............................................................................ 7 1.4.2 Energía Incidente. ............................................................................. 7 1.4.3 Límite de protección contra Arco Eléctrico....................................... 8 1.5 Cálculo con la norma NFPA-70E-2009 (frontera de protección). ......... 9 1.5.1 Arco abierto en aire. ....................................................................... 10 1.5.2 Arco en una caja cúbica. ................................................................. 11 1.5.3 Cálculo de la exposición de la energía incidente para sistemas

mayores a 600 volts. ............................................................................. 11 1.6 Equipo de protección personal y otros equipos sección 130.7. ........ 12 1.6.1 Diferencia entre el cálculo con la NFPA 70E y la IEEE 1584 ............ 14 1.7 Ropa de protección contra arco eléctrico. ......................................... 15 CAPÍTULO 2. ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO. ........................................... 17 2.0 Introducción. ..................................................................................... 17 2.1 Corriente de corto circuito. ............................................................... 17 2.2 Fuentes generadoras de corto circuito. ............................................. 18 2.3 Reactancias de las maquinas rotatorias. ........................................... 19 2.4 Relación X/R. ..................................................................................... 20 2.5 Tipos de fallas. ................................................................................... 20 2.6 Desarrollo del estudio de cortocircuito. ........................................... 21 2.6.1 Recolección de datos. ..................................................................... 24 2.6.2 Cálculo del estudio de cortocircuito. .............................................. 28 CAPITULO 3. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. .................................. 49 3.0 Introducción. ..................................................................................... 49 3.1 Características de protección. ........................................................... 50 3.1.1 Transformador de instrumento. ..................................................... 50 3.1.2 TC`s “Transformadores de Corriente”. ........................................... 51 3.1.3 Relación de transformación. ........................................................... 51 3.1.4 Clase de precisión y designación de los TC`s ................................. 52 3.1.5 La carga o burden de los TC`s ......................................................... 54

3.2 Protecciones para un sistema eléctrico. ............................................ 54 3.2.1 Fusibles. .......................................................................................... 54 3.2.2 Relevadores. ................................................................................... 56 3.2.3 Relevador de sobre-corriente instantáneo (ANSI 50). .................... 57 3.2.4 Relevador de sobre-corriente con retardo de tiempo (ANSI 51). .. 58 3.2.5 TAP´S ............................................................................................... 58 3.2.6 Interruptores (termo-magnéticos y electro-magnéticos) ............... 59 3.2.7 Principio de operación interruptor termo-magnetico. .................. 59 3.2.8 Interruptor electro-magnético. ...................................................... 61 3.2.9 Resistencia térmica de los equipos. ................................................ 62 3.2.10 Sobre carga de un transformador. ................................................ 64 3.2.11 Punto de magnetización. .............................................................. 66 3.3 Desarrollo. ......................................................................................... 66 3.3.1 Coordinación de protecciones del CCM interior, 4.16 kV. .............. 69 3.3.2 Protección para fallas monofásicas. ............................................... 73 CAPITULO 4. ESTUDIO DE ARCO ELÉCTRICO (Arc Flash). ........................ 78 4.0 Introducción. ..................................................................................... 78 4.1 Alcance del estudio de riesgo por arco eléctrico. .............................. 79 4.1.1 Consideraciones para realizar el arco eléctrico. ............................. 80 4.2 Tableros ............................................................................................. 80 4.3 Procedimiento para el estudio de riesgo por arco eléctrico. ............. 80 4.4 Definición del escenario. ................................................................... 81 4.5 Desarrollo del cálculo de arco eléctrico. ............................................ 82 4.6 Análisis de resultados del estudio de arco eléctrico ......................... 87 4.7 Análisis y recomendaciones ............................................................... 90 Capítulo 5. Conclusiones. ........................................................................ 93 REFERENCIAS. .......................................................................................... 95 ANEXO . ................................................................................................... 96

I.P.N Ingeniería Eléctrica.

Arco Eléctrico Página 1

INTRODUCCIÓN.

En todo el campo de la industria es requerido el uso de la energía eléctrica; en alta,

mediana y baja tensión, por lo tanto es necesario el tener una subestación con la que

se pueda manejar los diferentes niveles de tensión para su utilización dependiendo de

las necesidades de cada industria. De esta manera durante el manejo de grandes

cantidades de energía la probabilidad de sufrir un percance eléctrico existirá, uno de

los más severos se presenta por la generación de un arco eléctrico. En consecuencia la

importancia de hacer un estudio de arco eléctrico en todas las industrias es necesaria

ya que la presencia de un arco eléctrico puede producir al personal:

Quemaduras.

Pérdida de la vida.

Por lo tanto la seguridad de las personas en primera instancia y la protección del

equipo eléctrico son de vital importancia. En este trabajo se tratará sobre las medidas

de seguridad que se deben tener como prevención en una planta industrial ante

explosiones de arco eléctrico, como distancias permitidas para acercarse a un equipo

eléctrico y en momentos de falla, así como la energía incidente a la que se podría

estar expuesto en el momento de trabajar.

El estudio de arco eléctrico necesita de dos estudios previos para su realización:

Estudio de corto circuito, y la coordinación de los dispositivos de protección.

Se utiliza el software EasyPower, versión 9, para hacer los estudios de cortocircuito,

coordinación de protecciones y arco eléctrico, este permite trabajar directamente

desde el unifilar, y cuenta con un entorno amigable para quien trabaja con él.

Todo esto da como resultado la disminución de accidentes para el personal, como

trabajar en un ambiente con las medidas necesarias, e inclusive salva guardar la vida

en los casos más severos; esta tesis contiene “5” capítulos:

Capítulo 1 Generalidades y conceptos para el estudio de arco eléctrico.

Este capítulo trata sobre la teoría y las bases necesarias para entender las causas y

efectos que comprenden a un arco eléctrico, de igual forma este capítulo habla sobre

las normas IEEE-1584-2002 y NFPA-70E-2009 que se deben tomar en cuenta para un

estudio de arco eléctrico, en consecuencia se tiene una explicación de los cálculos,

principios y estándares para obtener el equipo de protección personal. Finalmente se

tiene una descripción sobre la ropa contra arco eléctrico.



Capítulo 2 Estudio de Corto Circuito. En este capítulo se hace referencia a los conceptos y teoría del cortocircuito,

posteriormente se muestra el desarrollo desde la recopilación de datos, así como

también el cálculo propio del cortocircuito utilizando el método de resolución de

Thevenin, por otro lado se muestran los resultados del estudio propio que se

desarrolló con el software EasyPower versión 9 en el módulo de cortocircuito.

Una vez obtenidos los resultados tanto del cálculo por el método de Thevenin y de la

resolución con el software EasyPower versión 9, se analizan para hacer la respectiva

comparación de resultados.

Capítulo 3. Estudio de Coordinación de Protecciones.

El capítulo de coordinación de protecciones trata sobre la forma de cómo proteger los

equipos y personal de acuerdo a la filosofía propia de coordinación de protecciones:

rapidez, selectividad, confiabilidad, sencillez y economía.

Por otra parte, para obtener los resultados de la coordinación es necesario valerse de

los resultados de cortocircuito del capítulo dos. Los resultados son cotejados tanto

cálculos manuales con la gráfica de coordinación de la rama seleccionada a manera de

ejemplo, la gráfica es hecha por medio del Software EasyPower en el módulo de

coordinación de protecciones.

Capítulo 4. Estudio de Arco Eléctrico.

Para la realización del capítulo cuatro es necesario tener los resultados de

cortocircuito “capítulo 2” y de la coordinación de protecciones “capítulo 3”, de esta

manera mediante las fórmulas de la norma IEEE-1584-2002, se obtienen los valores

de energía incidente, corriente de arco eléctrico, y límite de aproximación; así se

analizan con los valores que se obtienen del Software EasyPower versión 9 en el

módulo de “Arco Eléctrico”.

Una vez obtenidos los resultados de Arco Eléctrico, más específicamente la energía

incidente normalizada, buscamos la categoría de riesgo por arco eléctrico y el equipo

de protección personal en la norma NFPA-70E. Las sugerencias se dan, así como

recomendaciones que deberán de seguirse para el resguardo correcto del personal y

del equipo eléctrico.

Capítulo 5. Conclusiones.

En este capítulo se dan las conclusiones generales respecto al trabajo realizado

definiendo específicamente los puntos importantes del estudio del arco eléctrico

mediante un análisis objetivo para dichos puntos.



OBJETIVO.

Hacer un estudio de arco eléctrico en la planta industrial SANDWELL en el tablero de

S.E principal de 4.16 KV y en el CCM´s para disminuir los accidentes por riesgo de arco

eléctrico, tomando en cuenta todas las aportaciones que se pueden presentar en el

sistema eléctrico que comprende la planta.

Obtener los valores de energía incidente para cada punto, así como también las

distancias de seguridad.

Proporcionar a las personas que trabajan en las áreas donde se puede generar un arco

eléctrico la protección necesaria para salva guardar su vida, de igual forma proteger a

los equipos eléctricos por medio de la coordinación de protecciones.

Implementar medidas de seguridad etiquetando el equipo con sus especificaciones

requeridas.



JUSTIFICACIÓN.

Un estudio de riesgo por arco eléctrico es realizado con la finalidad de reducir los

daños de pérdidas materiales, así como disminuir la gravedad de las quemaduras en

las personas que trabajan continuamente cerca de los equipos eléctricos y que son

expuestos al arqueo en condiciones de falla.

Por lo tanto este trabajo proporciona los conocimientos básicos de corto circuito,

coordinación de protecciones y riesgo por arco eléctrico.

Todo esto nos da como resultado en la industria:

Dar a conocer los riesgos por arco eléctrico a los trabajadores y empleadores.

Disminuir los accidentes por error humano.

Cumplir con la normatividad de seguridad.

Laborar sin contratiempos.

De esta manera se hace notar la importancia que se le debe dar a un estudio de arco

eléctrico.



CAPÍTULO 1. Generalidades y conceptos del estudio de Arco Eléctrico.

1.0 Introducción.

En este capítulo se dan a conocer las generalidades del estudio de riesgo por arco

eléctrico, procedimiento y metodología del cálculo, como lo indica la norma IEEE-

1584-2002, y la NFPA 70E-2009.

1.1 Definición de Arco Eléctrico.

Un arco eléctrico o falla de arco es un destello de corriente eléctrica que fluye a través

del aire, originado en un equipo eléctrico desde un conductor vivo expuesto a otro, o

a tierra.

El peligro del arco eléctrico es la exposición al calor excesivo y a las serias lesiones por

quemaduras debido a las fallas por arco en los sistemas de potencia eléctricos. Los

arcos eléctricos producen calor intenso, explosiones y enormes ráfagas de presión. Las

extremadamente altas temperaturas, funden los materiales de los equipos de forma

tal que son expulsados como partículas que pueden incendiar la ropa y causar

quemaduras severas que pueden llegar a ser fatales.

1.2 Riesgo por Arco Eléctrico.

Los riesgos de exposición a fallas por arco incluyen:

Peligro de choque eléctrico debido al contacto de conductores energizados.

Gases expansivos, conocidos como explosión de arco que pueden causar:

a) Expulsión de partículas peligrosas.

b) Ondas de presión que pueden noquear a una persona.

c) Ondas sonoras que pueden dañar el oído.

Luz brillante (desde el plasma del arco) que puede producir ceguera temporal

o permanente.

El plasma del arco o calor puede producir fuego.

Vapores calientes, y gases que pueden alcanzar hasta 23,000 °F.

Evaporación del metal que puede salpicar sobre las superficies y condensarse

sobre los materiales fríos.



1.3 Pasos para el estudio de Arco Eléctrico.

De esta manera la norma IEEE Std.1584-2002 da pasos a seguir para poder contar

con la información necesaria en cuanto a un arco eléctrico se refiere, así como

también de corto circuito y de coordinación de protecciones; por lo tanto para poder

realizar el estudio de arco eléctrico la norma IEEE Std.1584-2002 muestra los

siguientes pasos:

1. Recolectar los datos de la instalación del sistema.

2. Determinar los modos de operación del sistema.

3. Determinar las corrientes de falla máxima (bolted fault currents).

4. Determinar las corrientes de falla por arco.

5. Encontrar las características de los dispositivos de protección y el tiempo de

duración de los arcos.

6. Documentación del sistema de voltaje y clases de equipo.

7. Seleccionar las distancias de trabajo.

8. Determinar la energía incidente para todo el equipo.

9. Determinar el límite de protección contra arco.

La norma IEEE-1584-2002 en cada punto da algunas sugerencias, de acuerdo a la

experiencia ganada y compactada en la misma, y en consecuencia poder conducirse en

un análisis de riesgo por arco eléctrico.

1.4 Cálculo con el estándar de la norma IEEE-1584-2002.

Esta guía da pautas para obtener los resultados de las distancias de trabajo por riesgo

de arco eléctrico, así como la energía incidente a la cual los empleados están

expuestos durante el trabajo o cerca del equipo eléctrico, en consecuencia la norma

IEEE-1584-2002 presenta una metodología para el cálculo tanto de la energía

incidente, como los límites de arco eléctrico en corriente alterna en un sistema

trifásico; el modelo empírico es basado sobre análisis estadístico, es aplicable para los

sistemas con:

Tabla 1. Alcance del modelo.

Parámetro. Alcance.

Voltaje 208 – 15 000 V, trifásico.

Frecuencias 50 a 60 Hz.

Corriente de falla máxima 700 - 106 000 A.

Tipo de tierra No aterrizado, aterrizado, alta resistencia a tierra.

Tipo de equipo (envolvente) Cerrado, abierto, cables.

Espacios entre conductores 13 mm – 152 mm.

Fallas Trifásicas.



1.4.1 Corriente de Arco.

La corriente de arco eléctrica trifásica deberá ser encontrada, para que puedan ser

determinados los tiempos de operación de los dispositivos de protección.

Para sistemas por debajo de 1000 V se tiene la siguiente ecuación:

( )

( )

Dónde:

lg = Logaritmo base 10.

Ia = Corriente de arco (KA).

K = -0.153 para configuraciones de apertura y -0.097 para configuraciones de caja.

Ibf = Corriente de falla máxima trifásica (simétrica RMS) (KA).

V = Voltaje del sistema (KV).

G = Distancia entre conductores (mm).

Para sistemas de 1000 V y mayores se tiene la siguiente ecuación:

En los casos de alta tensión se hace caso omiso entre configuraciones abiertas y

cerradas.

Despejando “Ia”:

1.4.2 Energía Incidente.

Primero se debe de encontrar el logaritmo de la energía incidente, estas ecuaciones

son basadas sobre datos normalizados para un tiempo de arco de 0.2 segundos y una

distancia desde el posible punto de arco hacía la persona de 610 mm.

Dónde:

En = Energía incidente (J / cm2) para un tiempo normalizado y distancia.

K1 = Es -0.792 para configuraciones abiertas (no cerrado) y es -0.555 para

configuraciones de caja (equipo cerrado).

K2 = Es 0 para sistemas sin tierra y alta resistencia de los sistemas conectados a tierra y

es -0.113 para sistemas conectados a tierra.

G = Es el espacio entre conductores (mm)



Por lo tanto:

Finalmente la conversión normalizada de la energía incidente:

[

] [

]

Dónde:

E = Energía Incidente (J / cm2) Cf = Es un factor de cálculo donde se tiene:

1.0 para voltajes encima de 1 Kv, y 1.5 para voltajes en o debajo de 1 Kv.

En = Energía incidente normalizada.

t = Tiempo de arco en segundos.

D = Es la distancia del punto de arco posible hacia la persona (mm).

x = Es el exponente de distancia tomado de la tabla 4 (ver anexo).

1.4.3 Límite de protección contra Arco Eléctrico.

Para la IEEE-1584-2002 el modelo derivado empíricamente es:

[ [

] [

]]

⁄

Dónde:

DB = Es la distancia de la frontera del punto de arco eléctrico (mm).

Cf = Es el factor de cálculo: 1.0 para voltajes mayores a 1 Kv, y 1.5 en o debajo de 1 Kv.

En = Es la energía incidente normalizada.

E = Es la energía incidente en J/cm2 a una distancia de frontera.

t = Es el tiempo en segundos.

x = Es el exponente de la distancia tomado de la tabla 4(ver anexo).

Ibf = Es la corriente de falla máxima.

Nota: EB: Puede ser puesto en 5.0 J/cm2 para la piel desnuda o dentro del alcance del

EPP. En otras palabras la energía incidente de 1.2 Cal/cm2 es mayor a 0.1 segundos. Es

un valor considerado para un umbral de una quemadura de segundo grado.



1.5 Cálculo con la norma NFPA-70E-2009 (frontera de protección).

La NFPA-70E-2009(National Fire Protection Association) Standard for Electrical Safety

in the Workplace. Seguridad eléctrica en lugares de trabajo, tiene como propósito el

proveer de información para la seguridad en el área de trabajo y es basada para

lugares donde se realice alguna actividad como: instalación, operación,

mantenimiento, o remover algún equipo eléctrico.

Su objetivo principal es el de proporcionar información para el equipo de protección

personal (PPE), de acuerdo al nivel de energía incidente calculado, así como también

proporciona los métodos para el cálculo de la energía incidente y el arco eléctrico.

Figura 1. Fronteras o límites de protección contra arco eléctrico.

La figura 1, muestra claramente los límites de protección contra el arco eléctrico, de

esta manera podemos observar que entre más cercano este el personal a un punto

donde ocurra la falla, la energía incidente aumenta.

La distancia de la frontera de protección contra arco eléctrico es calculada en base a

la siguiente fórmula.

[ ]

⁄



[ ]

⁄

Dónde:

Dc = La distancia desde los pies de la persona a la fuente de arco para una quemadura

curable (la temperatura de la piel del cuerpo debe mantenerse a menos de 80°).

MVAbf = Los MVA del punto de falla.

MVA = Los MVA nominales del transformador (para transformadores con valores

nominales menores de 0.75 MVA, multiplicar los MVA nominales del transformador

por 1.25.

t = Tiempo de exposición del arco en segundos.

El tiempo de liberación de la falla de un fusible limitador de corriente es de

aproximadamente ¼ de ciclo o 0.004 segundos sí la corriente de arco está dentro de su

capacidad de limitación de corriente.

El tiempo de liberación de la falla de la unidad de disparo para un interruptor

automático de 5 kV y 15 kV es aproximadamente 0.1 segundos o 6 ciclos si la función

instantánea está habilitada. Esto se puede desglosar de la siguiente manera: tiempo

real del interruptor (aproximadamente 2 ciclos), más el tiempo de operación del

relevador de aproximadamente 1.74 ciclos, más un margen de seguridad de 2 ciclos,

que es tiempo total de aproximadamente 6 ciclos.

Los parámetros requeridos para hacer el cálculo son:

Máxima corriente de falla de cortocircuito trifásico y el nivel de falla mínimo al

que el arco eléctrico se mantendrá. Para los sistemas a 480 volts, la industria

aceptó un nivel mínimo para sostener el arco eléctrico de 38% de la posible

falla de corto circuito trifásico.

El tiempo total que le lleva al dispositivo de protección hacer la liberación a la

máxima corriente de cortocircuito y al mínimo nivel de falla en el cual el arco se

auto sostendrá.

La distancia del trabajador desde la fuente de arco eléctrico para la tarea que

va a realizarse.

1.5.1 Arco abierto en aire.

La energía incidente estimada para un arco eléctrico en aire es:

[

]



Dónde:

EMA = Máxima energía incidente del arco abierto, (cal/cm2).

DA = Distancia a los electrodos del arco (para distancias de 18 pulgadas y mayores).

ta = Duración del arco en segundos.

F = Falla de corriente de corto circuito trifásica, KA (para un alcance de 16 KA hasta 50

KA).

1.5.2 Arco en una caja cúbica.

La energía incidente estimada para un arco en una caja cúbica, es aplicable a

relámpagos de arco que provienen de adentro de: equipos de maniobra, centro de

control de motores u otros arreglos de equipos eléctricos similares en este arreglo de

caja.

[

]

Dónde:

EMB = Máxima energía incidente en caja cúbica, de 508 mm por lado en (cal/cm2).

DA = Distancia a los electrodos de arco, pulgadas (para distancias de 18 pulgadas y

mayores).

tA = Tiempo del arco en segundos.

F = Corriente de corto circuito, KA (para un alcance de 16 KA hasta 50 KA).

1.5.3 Cálculo de la exposición de la energía incidente para sistemas

mayores a 600 volts.

La fórmula para calcular la energía incidente es como sigue:

Dónde:

E = Energía incidente cal/cm2.

D= Distancia a la fuente de arco eléctrico, pulgadas.

tA= Tiempo de arco en segundos.



F = Corriente de corto circuito, KA.

V = Tensión de fase a fase del sistema.

Una vez calculada la energía incidente y el límite de protección contra arco eléctrico,

se procede a revisar la información que se tiene en la norma, para seleccionar el tipo

de ropa que se debe utilizar de acuerdo a su nivel de categoría, así como el equipo de

protección personal.

A continuación se presentan los siguientes artículos de la norma NFPA-70E-2009:

NFPA-70E-2009 130.3 (B). Cuando ha determinado que el trabajo ha sido realizado sin

el límite de protección contra arco eléctrico identificado 130.3 (A), uno de los métodos

siguientes deberá ser usado para la selección de ropa de protección y otro equipo de

protección personal.

(1) Análisis de energía incidente. El análisis de la energía incidente deberá

determinar, y el empleador deberá documentar, la exposición por energía incidente

que tiene el trabajador (calorías/cm2). El nivel de exposición por energía incidente

deberá ser basado sobre las distancias de trabajo de las áreas de pecho y cara del

trabajador desde una perspectiva de la fuente de arco y así especificar las pruebas que

fueron realizadas para la (arc-rated) evaluación del arco, la ropa y otro equipo de

protección personal (PPE) deberán ser usados por el empleado basándose en la

exposición por energía incidente asociado con las pruebas específicas.

(2) Categorías de riesgos. Los requisitos 130.7(c)(9),130.7(c)(10) y 130.7(c)(11)

deberán ser permitidos para ser usados en la selección y uso del personal y otro

equipo de protección.

1.6 Equipo de protección personal y otros equipos sección 130.7.

General. Los empleados que trabajan en áreas donde los riesgos eléctricos están

presentes deberán ser provistos con equipo de protección que haya sido diseñado y

construido para una parte específica del cuerpo para ser protegida y para el trabajo

que será realizado.

FPN No. 1 el equipo de protección personal requerido de 130.7 está previsto para

proteger a las persona de un arco por destello y peligro de choque eléctrico. Aún con

el equipo de protección seleccionado pueden resultar en quemaduras en la piel pero

estas heridas serán reducidas y se tendrá la posibilidad de sobrevivir. El EPP requerido

de 130.7 no protege contra traumas físicos u otro que se pueda presentar por efectos

térmicos del arco eléctrico.



FPN No.2 Cuando la energía incidente exceda 40 cal/cm2 a la distancia de trabajo se

debe de hacer énfasis en que es necesario des-energizar antes de trabajar en el límite

de acercamiento hacia la exposición de conductores eléctricos expuestos o partes de

un circuito.

(B) Cuidado del equipo. El equipo de protección deberá ser mantenido en un lugar

seguro. El equipo de protección deberá ser inspeccionado visualmente antes de su

uso. El equipo de protección deberá ser almacenado de manera que se prevenga el

daño físico, daño por humedad, polvo u otros agentes.

(C) Equipo de protección personal.

General. Cuando un trabajador este laborando dentro del límite de protección por

arco eléctrico, él o ella deberá vestir ropa de protección FR y el equipo de protección

personal, todas las partes del cuerpo que estén dentro del límite de protección contra

arco eléctrico deberán ser protegidos.

(2)Visibilidad y movimiento. Cuando la ropa resistente a la flama es usada para

proteger al empleado, deberá de cubrir toda la ropa que se puede quemar y permitir el

movimiento y la visibilidad.

(3)Protección para la cabeza, cara, cuello y pecho. Los empleados deberán portar

protección en la cabeza no conductora, siempre y cuando exista peligro de herida en la

cabeza “shock”, eléctrico o quemaduras debido a un contacto por conductores

eléctricamente energizados o partes del circuito.

Los empleados deberán portar equipo de protección no conductor para la cara, cuello

y barbilla cuando exista daño o heridas por exposición por arcos eléctricos o “flashes”

o por proyectiles resultantes de una exposición eléctrica, si los empleados usan redes

para el cabello o cubre bocas, deberán ser resistentes a las llamas.

(4)Protección para los ojos. Los trabajadores deberán usar protección en los ojos

debido a los proyectiles provocados por una explosión.

(5) La protección del cuerpo. Es necesaria cuando exista la posibilidad de un arco

eléctrico y que haya exposición más allá del umbral del nivel de energía incidente

para quemaduras de segundo grado, por lo tanto la ropa FR deberá usarse.

(6) Protección de brazos y manos. La protección de brazos y manos deberá ser

abastecida de acuerdo con (a), (b) y (c) descritos a continuación:

(a) Protección contra choque “shock”. Los trabajadores deberán usar guantes de

caucho aislados con protectores de cuello, debido al contacto con conductores

energizados o partes de un circuito, así como también mangas protectoras. Los



guantes deberán de estar seleccionados de acuerdo al nivel de voltaje al que serán

expuestos.

(b) Protección contra arco eléctrico. La protección de brazos y manos deberá ser

usada donde exista la posibilidad de exposición por quemaduras de arco eléctrico.

(c) Uso y mantenimiento. El equipo de protección eléctrico deberá ser mantenido en

un lugar seguro, y en condiciones confiables. El equipo de aislamiento deberá ser

inspeccionado antes de que se use y prevenir cualquier accidente, a los guantes

aislantes se les deberá hacer una prueba de aire, a lo largo de cada inspección. El PPE

deberá ser sujeto a pruebas periódicamente.

(7) Protección en los pies. El calzado aislado es usado para la protección de potencial

de paso y de contacto, las botas no deben ser usadas como protección eléctrica

primaria.

(8) Estándares para el equipo de protección personal. Ver tabla 130.7(c)(8) (Anexo).

(9) Selección del equipo de protección personal para diversas tareas (PPE). El PPE es

seleccionado por el análisis de la energía incidente de acuerdo con 130.3 (B)(1), y la

tabla 130.7(c)(9)[2], deberá ser usado para determinar la categoría del riesgo y los

requisitos para usar guantes aislantes, así como el aislamiento de las herramientas de

manos para una prueba.

(10) Ropa de protección y equipo de protección personal (PPE). Una vez que la

categoría del riesgo haya sido identificada así como los requerimientos de 130.7 (c) (9),

la tabla 130.7 (c) (10) ver (Anexo) deberá ser usada para los requisitos de PPE para

cada prueba. La tabla enlista los requisitos para la ropa de protección y para otro

equipo de protección basado en categorías de riesgo desde 0 hasta 4, este quipo de

ropa deberá ser usado cuando se trabaje dentro del límite de protección contra arco

eléctrico.

(11) Características de la ropa de protección y equipo de protección. La tabla 130.7

(c) (11) enlista los ejemplos de las características típicas de los sistemas de protección

de ropa, incluyendo el grado de protección, para varios tipos de ropa ver (Anexo).

1.6.1 Diferencia entre el cálculo con la NFPA 70E y la IEEE 1584

El método de NFPA 70-E-2009 estima la energía incidente basada en el valor teórico

máximo de la energía disipada de una falla por arqueo (arcing fault), basado en el

trabajo de RalphLee`s. (The other electrical Hazard, Electric Arc Blast Burns, 1985). La

IEEE 1584 estima la energía con ecuaciones desarrolladas de análisis estadísticos de

mediciones tomadas en pruebas y es un método que fue desarrollado, para ofrecer



resultados más cercanos a la realidad. Y así evitar accidentes debido a una sobre

protección en los trabajadores.

1.7 Ropa de protección contra arco eléctrico.

El diseño de trajes de arco deberá permitir el retiro fácil y rápido por parte del usuario.

Todo el traje de arco, incluyendo el protector facial de la capucha deberá de tener un

nivel de protección al arco, que sea apropiado para la exposición por arco eléctrico.

Cuando el aire exterior se suministra dentro de la capucha las mangueras de aire y la

carcasa de la bomba deberán estar construidas por materiales no inflamables y no

fundentes.

Figura 2. Traje de arco eléctrico.

Protección de la cara. Los protectores faciales deberán tener un nivel de protección

contra arco adecuado para la exposición de arco eléctrico. Siempre se deberá de usar

protección en los ojos (lentes o googles) abajo de las capuchas o gorras.



Figura 3. Protector facial.

Protector de las manos. Guantes de cuero y caucho se deben de utilizar cuando se

requieran para la protección contra arco eléctrico, los guantes proporcionan

aislamiento a la electricidad y al calor que se pudiera producir.

Figura 4. Guantes de protección.

Protección de los pies. Los zapatos de trabajo de cuero pesado dan alguna protección

a los pies contra arco eléctrico y se deberán usar en todas las tareas de peligro/riesgo

categoría 2 y mayor.



CAPÍTULO 2. ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO.

2.0 Introducción.

Una de las razones importantes por las cuales se realiza un estudio de corto circuito es

para la especificación y aplicación del equipo que va a soportar e interrumpir las

corrientes de corto circuito en las condiciones normales de trabajo.

De esta manera el cálculo de las corrientes de falla es muy importante para la

realización de la coordinación de protecciones y así poder establecer principalmente la

selectividad y los intervalos de coordinación.

Cuando se calcula el cortocircuito es necesario realizar el modelado del sistema

eléctrico considerando las fuentes que contribuyen a la corriente de falla y las

impedancias de todos los elementos del sistema que ayudan a atenuar el efecto

del cortocircuito. El estudio de cortocircuito de forma general consiste en

simplificar la impedancia del sistema hasta poder obtener una impedancia

equivalente en el punto de falla (Zeq) y considerar una fuente de tensión equivalente

(Eeq). En consecuencia se aplican diferentes teoremas eléctricos como el de

Thevenin y técnicas de simplificación de impedancias como el método en por

unidad o el procedimiento matricial, de esta manera, la corriente obtenida por

Eeq/Zeq en un sistema representa la corriente de falla o corriente de cortocircuito.

A continuación se muestra la teoría del corto circuito.

2.1Corriente de corto circuito.

Una corriente de cortocircuito es la que circula en un sistema eléctrico cuando se tiene

un contacto entre dos o más conductores sometidos a diferentes potenciales (circuito

trifásico), o entre potencial y tierra (cortocircuito monofásico), esto sucede por el

envejecimiento prematuro de los aislantes, una maniobra errónea, etc.

Por otra parte el mayor porcentaje de fallas por cortocircuito están representadas por

las fallas denominadas de fase a tierra (85%), y en menor porcentaje de las fallas

correspondiente a las denominadas fallas trifásicas (2 al 3% máximo), la mayoría de las

veces la causa de las mismas es accidental, por lo tanto como análisis en un sistema se

deben estudiar todos los tipos de fallas, principalmente las fallas de fase a tierra y

trifásica son de mayor interés debido a que estas son las condiciones de falla más

severas a las que se podría someter el equipo y la instalación, ya que los resultados de

estos estudios son aplicables para:

Determinar la capacidad interruptiva de los dispositivos de protección en

diferentes puntos del sistema eléctrico.



Determinar los esfuerzos térmicos y dinámicos del sistema, como

transformadores, buses, tableros, etc.

Observando y analizando el problema, para un estudio de cortocircuito se acostumbra

dividir los elementos que intervienen en la red eléctrica en: activos y pasivos: son

activos aquellos elementos que alimentan al cortocircuito y dentro de esta categoría

caen todas las máquinas rotatorias como son: Generadores (elemento principal del

suministro de corrientes de cortocircuito), motores síncronos y motores de inducción.

Por lo tanto son elementos pasivos aquellos que no contribuyen al incremento de la

corriente de cortocircuito como las lámparas, hornos eléctricos, y conductores.

2.2 Fuentes generadoras de corto circuito.

El nivel de corto circuito depende de las fuentes que las genera, desde la reactancia

del sistema, hasta las reactancias del punto de falla.

Las fuentes que generan el corto circuito son: sistema de suministro público,

generadores, motores síncronos y motores de inducción.

El sistema de suministro: El sistema de suministro abastece de energía eléctrica por

medio de transformadores, y generalmente la compañía suministradora proporciona

los valores acerca de su posible cortocircuito o potencia de cortocircuito.

Generadores: Se consideran como fuente de cortocircuito ya que a estos se les

proporciona energía primaria por medio de: generadores a vapor, gas, o por maquinas

a diesel, por lo tanto cuando ocurre la falla la energía primaria sigue impulsando al

generador y este sigue produciendo energía eléctrica, que en consecuencia fluirá

hacia la falla.

Motor síncrono: Cuando existe una falla de cortocircuito el motor deja de tomar

energía del sistema siguiendo con su rotación y a su vez disminuyendo su velocidad, la

inercia de la carga hace que la velocidad de rotación no disminuya rápido, por lo que

el motor suministra varios ciclos de corriente de corto circuito a la falla.

Motor de inducción: Aporta corriente de cortocircuito debido a la inercia de la carga y

el rotor. El flujo de campo del motor de inducción se produce por la inducción del

estator y no por el devanado del campo. Debido a que este flujo disminuye

rápidamente después de la falla, la aportación del motor de inducción disminuye

también con rapidez y desaparece por completo después de unos cuantos ciclos.

Por lo tanto se puede decir que la corriente de cortocircuito tiene las siguientes

características:



Contiene una componente asimétrica que depende del desfasamiento entre

tensión y corriente en el instante de la falla.

Se amortigua con una constante de tiempo dependiente de las características

de la red de alimentación.

Es senoidal con un periodo de frecuencia dependiente de la red de

alimentación.

Figura No.1 Diagrama de las diferentes fuentes de corto circuito.

2.3 Reactancias de las maquinas rotatorias.

Las reactancias de las maquinas rotatorias se expresan en términos de su valor

nominal de potencia en KVA. Cualquiera de los valores de reactancia subtransitoria,

transitoria o síncrona se selecciona, dependiendo del tipo de cortocircuito que se esté

analizando.

Reactancia subtransitoria (Xd´´): Es la reactancia aparente del estator en el instante en

que se produce el cortocircuito y determina la corriente en el devanado del estator

durante los primeros ciclos mientras dure el cortocircuito. Este valor dura unos pocos

ciclos después de que ocurre la falla y se incrementa al siguiente valor en

aproximadamente 0.1 segundo.

Reactancia transitoria (Xd´): Es la reactancia inicial aparente del devanado del estator

si se desprecian los efectos de todos los arrollamientos del campo inductor. Esta

reactancia determina la intensidad que circula durante el intervalo posterior al que se



indicó anteriormente y en el que la reactancia subtransitoria constituye el factor

decisivo. La reactancia transitoria hace sentir sus efectos durante 1.5 segundos o más,

dependiendo de la construcción de la máquina.

Reactancia síncrona (Xd): Este es el valor que determina el flujo de corriente después

de alcanzada la condición de estado estable. No es efectiva sino hasta después de

algunos segundos de que ocurre el cortocircuito, generalmente no es utilizada para el

cálculo de la corriente de cortocircuito.

2.4 Relación X/R.

Es la relación de la reactancia a la resistencia del circuito considerando. La disminución

(o decremento) de la componente de cortocircuito depende de la relación X/R. X

corresponde a la reactancia y R a la resistencia de todos los componentes de un

circuito entre la fuente y la falla. Si R = 0, la relación es infinita y la componente de

corto circuito nunca disminuye. Si X = 0, la relación es cero, la componente de

cortocircuito disminuye instantáneamente. En el caso de relaciones intermedias, la

componente de cortocircuito disminuye con el transcurso del tiempo a cero,

dependiendo la duración de este lapso de la relación especifica X/R. A mayor

reactancia con respecto a la resistencia, más tiempo tardará un disminuir la

componente de cortocircuito.

2.5 Tipos de fallas.

El término de falla se utiliza en la práctica de ingeniería eléctrica como un sinónimo de

“cortocircuito”, una falla puede ser, balanceada o desbalanceada; es balanceada

cuando las tres fases interviene de manera semejante en el cortocircuito,

“balanceada”, “simétrica”.

Una falla desbalanceada se presenta cuando las tres fases intervienen en el

cortocircuito de manera diferente.

Tres fases a tierra.

Tres fases entre sí.

Dos fases a tierra.

Dos fases entre sí.

Una fase a tierra.

Se debe mencionar por igual la falla por arco, estas se representan en diferentes

niveles de cortocircuito hablando propiamente de la corriente.



Causa de las fallas.

Sobre tensiones debidas a descargas atmosféricas.

Sobre tensiones debidas a maniobras y ferroresonancia.

Degradación del aislamiento y ruptura.

Ruptura de conductores.

Daños en el aislamiento por roedores, pájaros, etc.

Métodos para el análisis de cortocircuito.

Existen diferentes métodos para el análisis y cálculo de cortocircuito, a continuación se

presentan los métodos matemáticos más utilizados y conocidos, siendo los siguientes:

Método de Thevenin

Método de los MVA´s

Método Óhmico

Método en Por Unidad (0/1) o Por Ciento (%)

Componentes Simétricas

2.6 Desarrollo del estudio de cortocircuito.

La base para desarrollar un estudio de cortocircuito es la siguiente:

Obtener el diagrama unifilar

Hacer la recopilación de datos

Generar el diagrama de impedancias en por unidad

Generar el equivalente de Thevenin.

Calcular las corrientes de falla.

El alcance de este estudio de cortocircuito es realizado para el sistema eléctrico de la

planta industrial Sandwell, 115, 4.16, 0.6 y 0.48 kV. Querétaro. El software a utilizar es

EasyPower para calcular las corrientes de cortocircuito en el módulo de cortocircuito.

El diagrama unifilar es importante ya que aquí se observarán todos los componentes y

equipos que intervienen en el cálculo de las corrientes por medio de conexiones

eléctricas, así como datos básicos y necesarios para poder realizar el estudio.

Es importante puntualizar que para efectos del estudio de Arco Eléctrico se observó en

este ejemplo que el cortocircuito trifásico es mayor que el cortocircuito monofásico,

por lo tanto solo se coloca en el desarrollo de este capítulo el cálculo del cortocircuito

trifásico, pero no por eso significa que la falla monofásica a tierra no este

contemplada para fines de protección, solo se omite su desarrollo.



El cálculo del cortocircuito monofásico se hace en conjunto con las tres redes de

secuencia; “positiva, negativa y cero”.

En un diagrama unifilar se encontraran los siguientes elementos:

Acometida

Cables

Transformadores

Generadores

Motores de inducción

Motores síncronos

Protecciones eléctricas

Tableros de control

A continuación se muestra el diagrama unifilar de la planta industrial Sandwell, en él

se observan los límites de niveles de tensión de trabajo mediante un código de colores.



BUS-1

115 kV

CCM4.16

kV

SE 01A

0.48

kV

BUS-84.16

kV

S.S.INTERIOR0.48

kV

SE. PRINCIPAL

4.16

kV

S.S.INTERNA

0.6

kV

SIEMENS0.6

kV

0.6

kV

TAB DISTRIBUCION

4.16

kV

SE GEN4.16

kV

NEW

0.48

kV

950.52.11

4.16

kV

950.52124.16

kV

VSD1

1.75

kV

950.52.12B

4.16

kV

950.52.12A4.16

kV

950.52.140.48

kV

302.SC.016

4.16

kV

M250HP250 HP

Induction

16.7%

M800HP800 HP

Induction

16.7%

M450HP450 HP

Induction

16.7%

MHP800800 HP

Induction

16.7%

M350HP350 HP

Induction

16.7%

MHP250250 HP

Induction

16.7%

HPM250

250 HP

Induction

16.7%M700HP700 HP

Induction

16.7%

MHP700700 HP

Induction

16.7%

700HPM700 HP

Induction

16.7%

350HPM350 HP

Induction

16.7%

M177HP177 HP

Induction

16.7%

MHP350350 HP

Induction

16.7%

250HPM250 HP

Induction

16.7%

MOL BOL C1016 HP

Induction

16.7%

CLASF 1500 HP

Induction

16.7%

CLASF 2500 HP

Induction

16.7%

CLASI 1

282 HP

Induction

16.7%

CLASI 2

282 HP

Induction

16.7%

MOL ROD A

796 HP

Induction

16.7%

M-12

2000 HP

Induction

16.7%

M-1

1675 HP

Induction

16.7%

GEN-1

2.2 MVA

20%

30%

100%

50A

GEN-2

2.2 MVA

20%

30%

100%

50A

GEN-3

2.2 MVA

20%

30%

100%

50A

GEN-4

2.2 MVA

20%

30%

100%

UTIL-1

3210 MVA

20 (X/R)

3210 MVA

20 (X/R)

TX-1

10 / 12.5 MVA

115 - 4.16 kV

9%400A

TR-01A

1500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-01

2500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-02

2500 kVA

4.16 - 0.6 kV

5.75%

950.5213

3000 / 3750 kVA

4.16 - 0.48 kV

8%

TX-3

1500 kVA

4.16 - 1.75 kV

6.25%

CCM6

446 kVA

CCM7

495 kVA

CCM13

605 kVA

CCM14

733 kVA

CCM1762 kVA

CCM2660 kVA

CCM3654 kVA

CCM4928 kVA

CCM12759 kVA

L-10859.771 Amps

CCM 8

794 kVA

CCM 21

814 kVA

750 kVAR

0.48 kV

6-1

/C-5

00

kcm

il

CU

, 2

00

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-6

AW

G

CU

, 8

2.0

21

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 2

78

.87

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 2

95

.27

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 4

65

.88

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 4

23

.22

8', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 4

29

.79

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 4

19

.94

', [

Co

nd

uit

]

4-1/C-500 kcmil

CU, 200', [Conduit]

2-1

/C-5

00

kcm

il

CU

, 5

0', [

Co

nd

uit

]

2-1

/C-5

00

kcm

il

CU

, 2

00

', [

Co

nd

uit

]

3-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 9

8.4

', [

Co

nd

uit

]

3-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 1

31

.23

', [

Co

nd

uit

]

3-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 1

57

.48

', [

Co

nd

uit

]

2-1

/C-2

50

kcm

il

CU

, 8

8.5

8', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-4

/0 A

WG

CU

, 1

93

.57

', [

Co

nd

uit

]

2-1/C-500 kcmil

CU, 250', [Conduit]

4-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 2

50

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-5

00

kcm

il

CU

, 1

21

.39

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 1

21

.39

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-6

AW

G

CU

, 8

2.0

21

', [

Co

nd

uit

]

1-1

/C-2

/0 A

WG

CU

, 2

78

.87

', [

Co

nd

uit

]

4-1/C-500 mm

CU, 50 m, [Conduit]

4-1

/C-5

00

mm

CU

, 5

0 m

, [C

on

du

it]

9-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 1

47

', [

Tra

y]

3-1/C-500 kcmil

CU, 60', [Tray]

3-1

/C-5

00

kcm

il

CU

, 4

20

', [

Tra

y]

2-1/C-350 kcmil

CU, 74', [Tray]

1-1/C-350 kcmil

CU, 55', [Tray]

3-1

/C-3

50

kcm

il

CU

, 5

4', [

Tra

y]

1-4

77

Haw

k

AC

SR

, 1

.86

mi.

ABB 5ADV25

1250A

ABB 5ADV25

1250A

ABB 5ADV25

1250A ABB 5ADV25

2500A

ABB 5ADV25

1250A

ABB 5ADV25

800A

ABB 5ADV25

800A

ABB 5ADV25

800A

ABB 5ADV25

800A

ABB 14.4ES-105

1250A

ABB 14.4ES-105

1250A

ABB 14.4ES-105

800A ABB 14.4ES-105

800A

ABB 14.4ES-105

400A

ABB 14.4ES-105

1250A

A-C LAF-800

800/200

Siemens LAF-1600

1600/1200

Siemens LAF-1600

1600/1200Siemens LAF-1600

1600/1080

Siemens LAF-1600

1600/960

Fuji SA-803

800/480

Siemens LA-800

800/800

Siemens LAF-800

800/800

Siemens LA-800

800/720

Siemens LAF-800

800/400

Siemens LAF-1600

1600/280

Siemens LAF-1600

1600/960

Siemens LAF-1600

1600/840

Siemens LAF-1600

1600/840

Siemens LAF-1600

1600/1200 Siemens LAF-1600

1600/960

Siemens LAF-1600

1600/1020

Siemens LA-800

800/800

Siemens LA-3200

3200/2560

Siemens LAF-3000

3000/2500

Siemens LAF-1600

1600/720

Siemens LAF-1600

1600/1020

Siemens LAF-1600

1600/1020

SQD NW63H2

6300/4200

Siemens LAF-1600

1600/1600

SQD NW12L1

1250/720

SQD NW12L1

1250/960

SQD NW12L1

1250/480

SQD NW12L1

1250/480

Siemens LAF-1600

1600/1200

Siemens LAF-1600

1600/1020

SQD BP 2000

2000A

S&C SMD-40

400EGE AC Limitamp

3R

GE AC Limitamp

9R

GE AC Limitamp

4R

GE AC Limitamp

9R

GE AC Limitamp

4R

GE AC Limitamp

3R

GE AC Limitamp

3R

S&C SMD-40

300E

S&C SMD-40

400E

50/5 150/5

150/5

200/5 Set

600/5 MR

50/5

1200/5

1200/5

1200/5

600/5

50/5

100/5

50/5

50/5

150/5

50/5

100/5

50/5

1200/5

1200/5

1200/51200/5

1200/5

800/5

800/5

50/5

800/5

800/5

2500/5

2500/5

800/5

1200/5

1200/5

800/5800/5

800/5

800/5

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR RR

RR RR

RR

RR

RR

RR

RR RR RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RR

RRRR

RR RR

RR RR

RR RR

RRRR

RRRR

RR

RR

Centro de Control de Motores (Interior) (CCM)

Subestación Secundaria (Interior)

Subestación Secundaria (Interna)

SIEMENS

SE 01A (Interior)

SE GENERACION

TAB DISTRIBUCIONSE PRINCIPAL

Figura No.2. Diagrama unifilar de la planta industrial Sandwell.



2.6.1 Recolección de datos.

Fuente.

Identificación Barra kV MVA 3Ø X/R MVA 1Ø X/R

UTIL-1 BUS 1 115 3210 20 3210 20

Transformadores.

Identificación kVA %Z X/R De kV A kV De barra A barra

TX-1 10 000 9 16.69 115 4.16 BUS-1 SE PRINCIPAL


950.5213 3000 8 10.79 4.16 0.48 950.5212 A 950.5214


TR-02 2500 5.75 7.12 4.16 0.6 TAB DISTRIBUCION SS interna

Generadores.

Identificación Barra kV kVA %Z X/R

GEN-1 SE GENERACION 4.16 22 000 20 25.86

Los generadores tienen los mismos valores de tensión, potencia e impedancia así que solo

se muestra una tabla para los generadores.



Motores a 4.16 kV.

Identificación Barra Hp f.p η kV kVA %X X/R

M1 CCM 250 0.82 0.91 4.16 249.933 16.7 14.2


M2 CCM 800 0.82 0.91 4.16 799.786 16.7 23.1


M3 CCM 450 0.82 0.91 4.16 449.879 16.7 18.5


M5 CCM 350 0.82 0.91 4.16 349.906 16.7 18.51


M6 CCM 250 0.82 0.91 4.16 249.933 16.7 14.2


M8 CCM 2000 0.82 0.91 4.16 1999.46 16.7 30.93

Motores a 0.48 kV.


M1 950.5214 1016 0.82 0.91 0.48 1015.73 16.7 25.1


M2 950.5214 500 0.82 0.91 0.48 499.866 16.7 19.33




M3 950.5214 500 0.82 0.91 0.48 499.866 16.7 19.33


M4 950.5214 282 0.82 0.91 0.48 281.92 16.7 15.05


M5 950.5214 282 0.82 0.91 0.48 281.92 16.7 15.05


M6 950.5214 796 0.82 0.91 0.48 795.787 16.7 23.06

Motores a 0.6 kV.


M1 S.S INTERNA 700 0.82 0.91 0.6 699.812 16.7 22.01


M4 S.S INTERNA 350 0.82 0.91 0.6 349.906 16.7 16.62


M5 S.S INTERNA 177 0.82 0.91 0.6 176.953 16.7 11.91


M6 S.S INTERNA 250 0.82 0.91 0.6 249.93 16.7 14.214


M7 S.S INTERNA 350 0.82 0.91 0.6 349.906 16.7 16.62



Cables.

Id Config. calibre material C/F L(mts) kV R1 (P.U) X1 (P.U)

C1 1/C 477 KCM

Hawk

ACSR 1 3 000 115 0.000438 0.001499

C2 6/C 500 kcmil CU 1 60 4.16 0.000928 0.001672

C3 4/C 500 kcmil CU 1 50 4.16 0.001385 0.005091

C4 2/C 500 kcmil CU 1 15 4.16 0.000232 0.000348

C5 1/C 6-AWG CU 1 25 4.16 0.000651 0.000863

C6 1/C 2/0 AWG CU 1 84 4.16 0.004314 0.002184

C7 1/C 2/0 AWG CU 1 88.58 4.16 0.009111 0.002631

C8 1/C 2/0 AWG CU 1 140 4.16 0.00719 0.003641

C9 1/C 2/0 AWG CU 1 127 4.16 0.006523 0.003302

C10 1/C 2/0 AWG CU 1 129 4.16 0.006625 0.003354

C11 1/C 2/0 AWG CU 1 126 4.16 0.006471 0.003276

C12 3/C 500 kcmil CU 1 18 4.16 0.000268 0.000467

C13 2/C 350 kcmil CU 1 22.2 4.16 0.000449 0.000513

C14 1/C 350 kcmil CU 1 16.5 4.16 0.000334 0.000381

C15 3/C 350 kcmil CU 1 16.2 4.16 0.000346 0.004385

C16 4/C 500 kcmil CU 1 50 4.16 0.001269 0.005108

C17 2/C 500 kcmil CU 1 75 4.16 0.001127 0.001734

C18 3/C 350 kcmil CU 1 30 0.6 0.029702 0.025828

C19 3/C 350 kcmil CU 1 40 0.6 0.039575 0.034413

C20 3/C 350 kcmil CU 1 48 0.6 0.074143 0.041339

C21 2/C 250 kcmil CU 1 27 0.6 0.03646 0.024381

C22 1/C 4/0 AWG CU 1 59 0.6 0.091453 0.052543

C23 4/C 350 kcmil CU 1 76 0.6 0.07527 0.06692

C24 1/C 500 kcmil CU 1 37 0.6 0.02685 0.031

C25 1/C 350 kcmil CU 1 37 0.6 0.03596 0.032576



Los valores de R y X han sido multiplicados por su distancia, y divididos entre su impedancia

base, dependiendo de la zona en las que estén localizadas.

Una vez recolectados los datos que comprenden al sistema eléctrico de la planta industrial

Sandwell, se procede a realizar el cálculo para obtener el cortocircuito trifásico en los puntos

seleccionados.

2.6.2 Cálculo del estudio de cortocircuito.

Se observa en la figura No.2 el diagrama unifilar de la planta industrial Sandwell, las zonas

que se tienen, son en base a los transformadores.

Tabla No. 1 Valores base de las zonas

Zona VBASE (kV) IBASE (A) SBASE (MVA) ZBASEΩ

I 115 50.20 10 1322.5

II 4.16 1387.8 10 1.7305

III 0.48 12028 10 0.02304

IV 0.6 9622.5 10 0.036

Calculando las bases de las zonas:

Valores base.

Zona I.

√

√

√

Zona II.

[

]



Donde:

√

√

√

Zona III.

[

]

√

√

√

Zona IV

[

]

√

√

√

Convirtiendo las impedancias en P.U y de la misma forma referidas a la base seleccionada

se tienen las siguientes consideraciones.

TX-1

Tomando el valor de 10 MVA para ubicar en la gráfica 1.0 rangos de X/R para

transformadores a 60 Hz (ver anexo), se tiene una relación X/R = 16.69.



[

]

[

]

Sistema.

[

] [

]

[

] [

]

√ (

)

√

Por lo tanto se tiene una Z del sistema:

Generadores.

Tomando los valores de los generadores se tienen los siguientes cálculos, aplicables para los

tres generadores.

[

]

[

]

Motores a 4.16 Kv (CCM)

M1=250 Hp, Z=16.7 %, X/R=14.2141

[

]

[

]

M2=800 Hp, Z=16.7%, X/R=23.1072

[

]

[

]



M3=450 Hp, Z=16.7 %, X/R=18.5157

[

]

[

]

M4=800 Hp, Z=16.7 %, X/R=23.1072

Motor cuatro igual al motor 2, por lo tanto.

[

]

[

]

M5=350 Hp, Z=16.7 %, X/R=18.5157

[

]

[

]

M6=M7=M1

Por lo tanto

[

]

[

]

M8=2000 Hp, Z=16.7%, X/R=30.9336

[

]

[

]

Motores de inducción trabajando a 0.48 kV

M1=1016 Hp, Z=16.7%, X/R=25.1



[

]

[

]

M2=500 Hp, Z=16.7%, X/R=19.3315

[

]

[

]

M3=500 Hp, Z=16.7%, X/R=19.3315

[

]

[

]

M4=282 Hp, Z=16.7%, X/R=15.0581

[

]

[

]

M5=282 Hp, Z=16.7%, X/R=15.0581

[

]

[

]

M6=796 Hp, Z=16.7%, X/R=23.0659

[

]

[

]

Transformador TR-02

Tr-02 = 2500 KVA, 4.16 – 0.6 kV, Z = 5.75 %, X/R = 7.12772



[

]

[

]

Motores de inducción trabajando a 0.6 kV

M1=700 Hp, Z=16.7%, X/R=22.0137

[

]

[

]

M4=350 Hp, Z=16.7%, X/R=16.6219

[

]

[

]

M5=177 Hp, Z=16.7%, X/R=11.9154

[

]

[

]

M6=250 Hp, Z=16.7%, X/R=14.2141

[

]

[

]

[

]

[

]

De esta manera una vez hecho el cambio de base para todo el sistema, a continuación se

muestra el diagrama de impedancias en por unidad.



Figura. No. 3 Diagrama de impedancias Sandwell.



Una vez obtenido el diagrama de impedancias, se comienza haciendo la reducción del

sistema, cabe mencionar que el método a utilizar es el de Thevenin, haciendo reducciones

en serie y paralelo, según convenga.

Aquí se analizaran dos buses de la subestación con el fin de ejemplo (BUS SE. PRINCIPAL,

BUS CCM), por lo tanto las reducciones quedarían de la siguiente manera, para la falla en el

bus de SE. PRINCIPAL “FALLA 1”.

Figura. No.4. Reducción de impedancias y equivalente de Thevenin para SE. PRINCIPAL.



Falla número 2 “BUS CCM”.

Figura No.5.Reducción de impedancias y equivalente de Thevenin para BUS CCM.

Los arreglos son el resultado de las reducciones que se hicieron dependiendo en donde

queremos encontrar la falla, finalmente se observa que se tiene una Z de Thevenin, así

como una fuente de Thevenin, con esto buscamos la corriente a la base de la sección.

FALLA 2



Corriente Trifásica de Cortocircuito” BUS SE. PRINCIPAL”

Multiplicando por la corriente base de la zona se tiene el siguiente resultado:

Lo que es igual a:

Obteniendo la corriente de cortocircuito asimétrica se tiene que: De acuerdo a la norma

IEEE Std C37.10-1979 así como también IEEE Std C37.5-1979 en el punto de falla es:

Corriente Trifásica de Cortocircuito “BUS CCM”

Multiplicando por la corriente base de la zona se tiene el siguiente resultado:

Lo que es igual a:

Obteniendo la corriente de cortocircuito asimétrica se tiene que: De acuerdo a la norma

IEEE Std C37.10-1979 así como también IEEE Std C37.5-1979 en el punto de falla es:

Una vez calculadas las corrientes trifásicas, se debe analizar el sistema eléctrico mediante

el Software EasyPower, a continuación se presentan los diagramas con las corridas para

fallas trifásicas y monofásicas del programa EasyPower en todos los buses de la planta.



BUS-1

16.34

kA

CCM24.

82 k

A

SE 01A

27.27

kA

BUS-8 23.96

kA

S.S.INTERIOR41.

61 k

A

SE. PRINC24.

99 k

A

S.S.INTERNA42.

19 k

A

SIEMENS

33.76

kA

TAB DIST24.

47 k

A

SE GEN24.

63 k

A

NEW 38.25

kA

950.52.1123.

63 k

A

950.52.12 45.41

kA

SEC ACOP24.

65 k

A

VSD 12.75

kA

950.521223.

50 k

A

950.5212A

23.18

kA

950.5212B23.

03 k

A

950.521457.

67 k

A

302.SC.016

22.86

kA

GEN-1GEN-2GEN-3GEN-4

UTIL-1

TX-1

TR-01A

TR-01

TR-02

TX-2

TX-4

950.5213

RR

R-3

RR

51G

RR

51M800

RR

50GS1M800

RR

51M250

RR 51B

RR

51A

RR 51NB

RR

51NA

RR

50GS1M250RR

50GS1M450

RR

50GS1M350

RR

51M450

RR

51M350

RR

R-3_E

RR

R-3_F

RR R-1

RR R-2

RRR-4

RR R-6

RR

R-8

RR

51R1250

RR

51NR1250

RR R-10

RR

R-11

RR R-12

RRR-13

RR 51TX

RR R-15RR

R-7RR R-5

RR

R-17

RR

R-18

RR

RTX4

RR

RTX2

RR

R-14

RR

R14N

RR

RTX2N

RR

RTX4N

RR

R-9

RR

R-16

RR

R-19

RR

R-20

RR

R-21 RR

R-22

RR

R-23 RR

R-24

Centro de Control de Motores



SIEMENS

SE 01A (Interior)

SANDWELL

SE GENERACION


950.52.12

950.52.11

VSD

Figura No.6. Corrientes (en KA) de Cortocircuito trifásicas en Tableros de la Planta Sandwell.



Tabla. No.2 Corrientes de fallas trifásicas momentáneas en tableros de alto voltaje.

Falla Trifásica Corrientes de Falla Totales

Bus Voltaje

Nominal

kV

Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

Amperes

Pico

302.SC.016 4.160 22856.7 32613.8 59427.5

950.52.11 4.160 23626.4 35021.5 61428.7

950.5212 4.160 23495.7 34522.3 61088.7

950.5212A 4.160 23181.2 33544.3 60271.2

950.5212B 4.160 23028.4 33092.0 59873.9

ACOMT 115.000 12578.3 18028.6 32703.7

BUS-1 115.000 16338.2 25673.3 42479.2

BUS-2 4.160 25063.9 38829.3 65166.2

BUS-4 4.160 21827.7 23835.1 56752.0

BUS-5 4.160 21276.3 25302.3 55318.3

BUS-6 4.160 19140.1 20252.2 49764.2

BUS-6_A 4.160 18883.0 20765.0 49095.9

BUS-6_B 4.160 19460.7 21737.4 50597.9

BUS-6_C 4.160 19359.6 21560.0 50335.1

BUS-6_D 4.160 19409.1 21627.7 50463.6

BUS-8 4.160 23957.9 35977.8 62290.4

BUS-10 4.160 23463.6 34563.4 61005.4

BUS-18 4.160 23333.4 34198.5 60666.9

BUS-24 4.160 18114.7 18456.2 47098.2

BUS-26 4.160 18130.6 19669.4 47139.4

BUS-35 4.160 23326.4 34030.8 60648.7

CCM 4.160 24821.1 38095.4 64534.9

SE GEN 4.160 24625.6 37863.9 64026.6

SE. PRINC 4.160 24988.4 38616.9 64969.8

SEC ACOP 4.160 24646.6 37591.7 64081.3

TAB DIST 4.160 24469.9 37521.3 63621.7

VSD 1.750 12750.8 18689.3 33152.1



Tabla No.3 Corrientes de fallas trifásicas momentáneas en tableros de bajo voltaje.

Falla Trifásica Corrientes de Falla Totales Desempeño del Equipo

Bus kV Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

Tipo de

Equipo

Desempeño

Amperes

950.52.12 0.480 45414.1 66225.5 LVPCB 48656.4

950.5214 0.480 57667.5 86407.2 LVPCB 63144.0

BUS-13 0.600 37537.8 47160.0 LVPCB 37537.8

BUS-14 0.600 35093.6 41985.0 LVPCB 35093.6

BUS-15 0.600 33889.0 39795.4 LVPCB 33889.0

BUS-16 0.600 34913.9 40533.6 LVPCB 34913.9

BUS-17 0.600 19269.6 19585.5 LVPCB 19269.6

BUS-20 0.600 24089.4 26383.8 LVPCB 24089.4

BUS-21 0.600 23030.2 24511.3 LVPCB 23030.2

BUS-30 0.480 41612.0 54272.3 LVPCB 41612.0

BUS-31 0.480 41612.0 54272.3 LVPCB 41612.0

BUS-32 0.480 40432.0 51320.3 LVPCB 40432.0

BUS-33 0.480 40432.0 51320.3 LVPCB 40432.0

NEW 0.480 38254.3 48550.8 LVPCB 38254.3

S.S.INTERIOR 0.480 41607.5 57541.2 LVPCB 42667.5

S.S.INTERNA 0.600 42187.5 59281.0 LVPCB 43844.8

SE 01A 0.480 27268.7 36818.4 LVPCB 27396.3

SIEMENS 0.600 33763.2 39779.6 LVPCB 33763.2



Tabla No. 4. Corrientes de fallas trifásicas interruptivas en tableros de alto voltaje.


Bus kV Amperes

Simétricos

Relación

X/R

Tipo de

Interruptor

Tiempo

delInt.

Ciclos

Tiempo

Parcial

Ciclos

Desempeño

delInt.

Amps

Desempeño

delInt.

MVA

302.SC.016 4.160 20446.1 10.63 Sym 3 2 20446.1 147

302.SC.016 4.160 20446.1 10.63 Sym 5 3 20446.1 147

302.SC.016 4.160 20446.1 10.63 Sym 8 4 20446.1 147

950.52.11 4.160 21202.3 13.02 Sym 3 2 21202.3 153

950.52.11 4.160 21202.3 13.02 Sym 5 3 21202.3 153

950.52.11 4.160 21202.3 13.02 Sym 8 4 21202.3 153

950.5212 4.160 20976.0 12.46 Sym 3 2 20976.0 151

950.5212 4.160 20976.0 12.46 Sym 5 3 20976.0 151

950.5212 4.160 20976.0 12.46 Sym 8 4 20976.0 151

950.5212A 4.160 20711.4 11.26 Sym 3 2 20711.4 149

950.5212A 4.160 20711.4 11.26 Sym 5 3 20711.4 149

950.5212A 4.160 20711.4 11.26 Sym 8 4 20711.4 149

950.5212B 4.160 20588.7 11.02 Sym 3 2 20588.7 148

950.5212B 4.160 20588.7 11.02 Sym 5 3 20588.7 148

950.5212B 4.160 20588.7 11.02 Sym 8 4 20588.7 148

ACOMT 115.000 12540.1 9.67 Sym 3 2 12540.1 2498

ACOMT 115.000 12540.1 9.67 Sym 5 3 12540.1 2498

ACOMT 115.000 12540.1 9.67 Sym 8 4 12540.1 2498

BUS-1 115.000 16300.2 20.02 Sym 3 2 17010.5 3388

BUS-1 115.000 16300.2 20.02 Sym 5 3 16909.6 3368

BUS-1 115.000 16300.2 20.02 Sym 8 4 17557.2 3497

BUS-2 4.160 22420.4 18.63 Sym 3 2 22651.3 163

BUS-2 4.160 22420.4 18.63 Sym 5 3 22420.4 162

BUS-2 4.160 22420.4 18.63 Sym 8 4 23206.3 167

BUS-4 4.160 19820.1 2.85 Sym 3 2 19820.1 143

BUS-4 4.160 19820.1 2.85 Sym 5 3 19820.1 143

BUS-4 4.160 19820.1 2.85 Sym 8 4 19820.1 143

BUS-5 4.160 19254.6 4.25 Sym 3 2 19254.6 139

BUS-5 4.160 19254.6 4.25 Sym 5 3 19254.6 139

BUS-5 4.160 19254.6 4.25 Sym 8 4 19254.6 139

BUS-6 4.160 17581.6 2.45 Sym 3 2 17581.6 127

BUS-6 4.160 17581.6 2.45 Sym 5 3 17581.6 127

BUS-6 4.160 17581.6 2.45 Sym 8 4 17581.6 127

BUS-6_A 4.160 17368.4 2.90 Sym 3 2 17368.4 125

BUS-6_A 4.160 17368.4 2.90 Sym 5 3 17368.4 125

BUS-6_A 4.160 17368.4 2.90 Sym 8 4 17368.4 125

BUS-6_B 4.160 17803.0 3.17 Sym 3 2 17803.0 128

BUS-6_B 4.160 17803.0 3.17 Sym 5 3 17803.0 128

BUS-6_B 4.160 17803.0 3.17 Sym 8 4 17803.0 128

BUS-6_C 4.160 17731.4 3.11 Sym 3 2 17731.4 128

BUS-6_C 4.160 17731.4 3.11 Sym 5 3 17731.4 128




Bus kV Amperes

Simétricos

Relación

X/R

Tipo de

Interruptor

Tiempo

delInt.

Ciclos

Tiempo

Parcial

Ciclos

Desempeño

delInt.

Amps

Desempeño

delInt.

MVA

BUS-6_C 4.160 17731.4 3.11 Sym 8 4 17731.4 128

BUS-6_D 4.160 17801.4 3.09 Sym 3 2 17801.4 128

BUS-6_D 4.160 17801.4 3.09 Sym 5 3 17801.4 128

BUS-6_D 4.160 17801.4 3.09 Sym 8 4 17801.4 128

BUS-8 4.160 21468.2 14.33 Sym 3 2 21468.2 155

BUS-8 4.160 21468.2 14.33 Sym 5 3 21468.2 155

BUS-8 4.160 21468.2 14.33 Sym 8 4 21468.2 155

BUS-10 4.160 21071.4 12.46 Sym 3 2 21071.4 152

BUS-10 4.160 21071.4 12.46 Sym 5 3 21071.4 152

BUS-10 4.160 21071.4 12.46 Sym 8 4 21071.4 152

BUS-18 4.160 20922.3 11.89 Sym 3 2 20922.3 151

BUS-18 4.160 20922.3 11.89 Sym 5 3 20922.3 151

BUS-18 4.160 20922.3 11.89 Sym 8 4 20922.3 151

BUS-24 4.160 16830.4 1.84 Sym 3 2 16830.4 121

BUS-24 4.160 16830.4 1.84 Sym 5 3 16830.4 121

BUS-24 4.160 16830.4 1.84 Sym 8 4 16830.4 121

BUS-26 4.160 16630.4 2.89 Sym 3 2 16630.4 120

BUS-26 4.160 16630.4 2.89 Sym 5 3 16630.4 120

BUS-26 4.160 16630.4 2.89 Sym 8 4 16630.4 120

BUS-35 4.160 20961.2 11.68 Sym 3 2 20961.2 151

BUS-35 4.160 20961.2 11.68 Sym 5 3 20961.2 151

BUS-35 4.160 20961.2 11.68 Sym 8 4 20961.2 151

CCM 4.160 22147.8 17.04 Sym 3 2 22147.8 160

CCM 4.160 22147.8 17.04 Sym 5 3 22147.8 160

CCM 4.160 22147.8 17.04 Sym 8 4 22651.7 163

SE GEN 4.160 22041.6 17.75 Sym 3 2 22041.6 159

SE GEN 4.160 22041.6 17.75 Sym 5 3 22041.6 159

SE GEN 4.160 22041.6 17.75 Sym 8 4 22654.5 163

SE. PRINC 4.160 22311.4 18.27 Sym 3 2 22444.7 162

SE. PRINC 4.160 22311.4 18.27 Sym 5 3 22311.4 161

SE. PRINC 4.160 22311.4 18.27 Sym 8 4 23025.4 166

SEC ACOP 4.160 21994.1 16.15 Sym 3 2 21994.1 158

SEC ACOP 4.160 21994.1 16.15 Sym 5 3 21994.1 158

SEC ACOP 4.160 21994.1 16.15 Sym 8 4 22354.6 161

TAB DIST 4.160 21877.8 16.97 Sym 3 2 21877.8 158

TAB DIST 4.160 21877.8 16.97 Sym 5 3 21877.8 158

TAB DIST 4.160 21877.8 16.97 Sym 8 4 22365.8 161

VSD 1.750 12428.3 11.31 Sym 3 2 12428.3 38

VSD 1.750 12428.3 11.31 Sym 5 3 12428.3 38

VSD 1.750 12428.3 11.31 Sym 8 4 12428.3 38



Tabla No. 5.Corrientes de fallas trifásicas interruptivas en tableros de bajo voltaje.


Bus kV Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

950.52.12 0.480 44291.5 44432.1

950.5214 0.480 46178.1 46605.1

BUS-13 0.600 32271.8 32272.1

BUS-14 0.600 30765.8 30765.8

BUS-15 0.600 29845.2 29845.2

BUS-16 0.600 30411.2 30411.2

BUS-17 0.600 17749.5 17749.5

BUS-20 0.600 21358.7 21358.7

BUS-21 0.600 20598.2 20598.2

BUS-30 0.480 40674.0 40675.0

BUS-31 0.480 40674.0 40675.0

BUS-32 0.480 39548.8 39549.0

BUS-33 0.480 39548.8 39549.0

NEW 0.480 37462.8 37463.0

S.S.INTERIOR 0.480 40665.4 40680.3

S.S.INTERNA 0.600 36054.8 36082.0

SE 01A 0.480 26861.5 26864.7

SIEMENS 0.600 29261.2 29261.2



Figura No.7 Corrientes (en kA) de Cortocircuito monofásicas en Tableros de la Planta Sandwell.

BUS-1

16.26

kA

CCM0.5

5 k

A

SE 01A

29.87

kA

BUS-8 0.55

kA

S.S.INTERIOR46.

64 k

A

SE. PRINC0.5

5 k

A

S.S.INTERNA44.

30 k

A

SIEMENS

27.38

kA

TAB DIST0.5

5 k

A

SE GEN0.5

5 k

A

NEW 41.17

kA

950.52.110.5

5 k

A

950.52.12 51.24

kA

SEC ACOP0.5

5 k

A

VSD 14.40

kA

950.52120.5

5 k

A

950.5212A

0.55

kA

950.5212B0.5

5 k

A

950.521456.

05 k

A

302.SC.016

0.55

kA

GEN-1GEN-2GEN-3GEN-4

UTIL-1

TX-1

TR-01A

TR-01

TR-02

TX-2

TX-4

950.5213

RR

R-3

RR

51G

RR

51M800

RR

50GS1M800

RR

51M250

RR 51B

RR

51A

RR 51NB

RR

51NA

RR

50GS1M250RR

50GS1M450

RR

50GS1M350

RR

51M450

RR

51M350

RR

R-3_E

RR

R-3_F

RR R-1

RR R-2

RRR-4

RR R-6

RR

R-8

RR

51R1250

RR

51NR1250

RR R-10

RR

R-11

RR R-12

RRR-13

RR 51TX

RR R-15RR

R-7RR R-5

RR

R-17

RR

R-18

RR

RTX4

RR

RTX2

RR

R-14

RR

R14N

RR

RTX2N

RR

RTX4N

RR

R-9

RR

R-16

RR

R-19

RR

R-20

RR

R-21 RR

R-22

RR

R-23 RR

R-24




SIEMENS

SE 01A (Interior)

SANDWELL

SE GENERACION


950.52.12

950.52.11

VSD



Tabla No. 6. Corrientes de falla monofásicas momentáneas en tableros de alto voltaje.

Falla Monofásica Corrientes de Falla Totales

Bus kV Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

Amperes

Pico

302.SC.016 4.160 547.6 547.6 1423.7

950.52.11 4.160 548.0 548.0 1424.9

950.5212 4.160 548.0 548.0 1424.8

950.5212A 4.160 547.8 547.8 1424.2

950.5212B 4.160 547.7 547.7 1424.0

ACOMT 115.00

0

10595.3 15006.6 27547.7

BUS-1 115.00

0

16263.3 25557.3 42284.6

BUS-2 4.160 548.9 548.9 1427.0

BUS-4 4.160 539.5 539.5 1402.8

BUS-5 4.160 542.5 542.5 1410.4

BUS-6 4.160 535.7 535.7 1392.9

BUS-6_A 4.160 538.2 538.2 1399.4

BUS-6_B 4.160 539.3 539.3 1402.1

BUS-6_C 4.160 539.1 539.1 1401.6

BUS-6_D 4.160 539.3 539.3 1402.1

BUS-8 4.160 548.3 548.3 1425.5

BUS-10 4.160 547.9 547.9 1424.6

BUS-18 4.160 547.8 547.8 1424.2

BUS-24 4.160 530.7 530.7 1379.9

BUS-26 4.160 536.5 536.5 1394.8

BUS-35 4.160 547.8 547.8 1424.4

CCM 4.160 548.6 548.6 1426.4

SE GEN 4.160 548.7 548.7 1426.6

SE. PRINC 4.160 548.8 548.8 1426.8

SEC ACOP 4.160 548.5 548.5 1426.2

TAB DIST 4.160 548.6 548.6 1426.4

VSD 1.750 14396.7 21084.7 37431.4



Tabla No. 7. Corrientes de falla monofásicas interruptivas en tableros de alto voltaje.


Bus kV Amperes

Simétricos

Relación

X/R

Tipo de

Int.

Tiempo

del Int.

Ciclos

Desempeño

del Int.

Amps

Desempeño

del Int.

MVA

302.SC.016 4.160 547.5 1.07 Sym 3 547.5 4

302.SC.016 4.160 547.5 1.07 Sym 5 547.5 4

302.SC.016 4.160 547.5 1.07 Sym 8 547.5 4

950.52.11 4.160 548.0 1.07 Sym 3 548.0 4

950.52.11 4.160 548.0 1.07 Sym 5 548.0 4

950.52.11 4.160 548.0 1.07 Sym 8 548.0 4

950.5212 4.160 547.9 1.07 Sym 3 547.9 4

950.5212 4.160 547.9 1.07 Sym 5 547.9 4

950.5212 4.160 547.9 1.07 Sym 8 547.9 4

950.5212A 4.160 547.7 1.07 Sym 3 547.7 4

950.5212A 4.160 547.7 1.07 Sym 5 547.7 4

950.5212A 4.160 547.7 1.07 Sym 8 547.7 4

950.5212B 4.160 547.6 1.07 Sym 3 547.6 4

950.5212B 4.160 547.6 1.07 Sym 5 547.6 4

950.5212B 4.160 547.6 1.07 Sym 8 547.6 4

ACOMT 115.000 10586.2 8.95 Sym 3 10586.2 2109

ACOMT 115.000 10586.2 8.95 Sym 5 10586.2 2109

ACOMT 115.000 10586.2 8.95 Sym 8 10586.2 2109

BUS-1 115.000 16250.7 20.01 Sym 3 16958.6 3378

BUS-1 115.000 16250.7 20.01 Sym 5 16859.3 3358

BUS-1 115.000 16250.7 20.01 Sym 8 17506.3 3487

BUS-2 4.160 548.8 1.07 Sym 3 548.8 4

BUS-2 4.160 548.8 1.07 Sym 5 548.8 4

BUS-2 4.160 548.8 1.07 Sym 8 548.8 4

BUS-4 4.160 539.5 1.06 Sym 3 539.5 4

BUS-4 4.160 539.5 1.06 Sym 5 539.5 4

BUS-4 4.160 539.5 1.06 Sym 8 539.5 4

BUS-5 4.160 542.4 1.07 Sym 3 542.4 4



Tabla No. 8. Corrientes de falla monofásicas momentáneas en tableros de bajo voltaje.

Falla Monofásica Corrientes de Falla

Totales

Desempeño del Equipo

Bus kV Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

Tipo de

Equipo

Desempeño

Amperes

950.52.12 0.480 51237.1 74714.7 LVPCB 54893.8

950.5214 0.480 56048.8 83225.5 LVPCB 60930.4

BUS-13 0.600 33863.8 38831.9 LVPCB 33863.8

BUS-14 0.600 30650.7 33931.3 LVPCB 30650.7

BUS-15 0.600 28744.2 31310.8 LVPCB 28744.2

BUS-16 0.600 29486.5 31444.7 LVPCB 29486.5

BUS-17 0.600 11610.5 11647.9 LVPCB 11610.5

BUS-20 0.600 15803.2 16419.3 LVPCB 15803.2

BUS-21 0.600 14810.8 15140.3 LVPCB 14810.8

BUS-30 0.480 44952.8 56350.6 LVPCB 44952.8

BUS-31 0.480 44952.8 56350.6 LVPCB 44952.8

BUS-32 0.480 43083.3 52318.1 LVPCB 43083.3

BUS-33 0.480 43083.3 52318.1 LVPCB 43083.3

NEW 0.480 41166.9 50536.3 LVPCB 41166.9

S.S.INTERIO

R

0.480 46641.0 64258.8 LVPCB 47676.4

S.S.INTERNA 0.600 44299.4 61662.1 LVPCB 45676.6

SE 01A 0.480 29870.9 40179.8 LVPCB 29912.5

SIEMENS 0.600 27381.4 29568.1 LVPCB 27381.4



Tabla No. 9. Corrientes de falla monofásicas interruptivas en tableros de bajo voltaje.


Bus kV Amperes

Simétricos

Amperes

Asimétricos

950.52.12 0.480 50753.4 50901.6

950.5214 0.480 51867.5 52103.4

BUS-13 0.600 32286.8 32286.8

BUS-14 0.600 29467.0 29467.0

BUS-15 0.600 27708.4 27708.4

BUS-16 0.600 28333.6 28333.6

BUS-17 0.600 11425.1 11425.1

BUS-20 0.600 15378.6 15378.6

BUS-21 0.600 14453.4 14453.4

BUS-30 0.480 44584.6 44584.7

BUS-31 0.480 44584.6 44584.7

BUS-32 0.480 42746.9 42746.9

BUS-33 0.480 42746.9 42746.9

NEW 0.480 40859.0 40859.0

S.S.INTERIOR 0.480 46240.8 46253.7

S.S.INTERNA 0.600 41809.9 41823.6

SE 01A 0.480 29706.5 29709.2

SIEMENS 0.600 26301.5 26301.5



CAPITULO 3. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES.

3.0 INTRODUCCIÓN.

Los estudios de coordinación de protecciones son necesarios para seleccionar o verificar

las características de liberación de fallas de los dispositivos de protección tales como:

fusibles, interruptores y relevadores usados en el esquema de protección.

La coordinación de sobre-corriente es la aplicación sistemática de los dispositivos de

protección en el sistema eléctrico de potencia, los cuales, en respuesta a una falla o

sobrecarga, sacarán de servicio solo al equipo fallado o una pequeña cantidad de equipos,

además, se debe cumplir con la filosofía de la protección que es: aplicación de los

dispositivos de protección adecuados, la rapidez en su operación, la selectividad, la

confiabilidad, la sencillez y su economía.

El objetivo no sólo es minimizar el daño al equipo y los costos por la salida de los procesos

sino también proteger al personal de los efectos de estas fallas. El estudio de coordinación

de un sistema eléctrico consiste de un análisis organizado de todos los dispositivos en

serie (sus curvas de operación características) desde la carga hasta la fuente de

suministro, es decir, se seleccionan trayectorias para las corrientes. Este estudio es una

comparación del tiempo que toman los dispositivos individuales para operar cuando

ciertos niveles de corriente normal o anormal pasan por ellos.

Con el estudio de coordinación de protecciones se determinan las relaciones de

transformación de los transformadores de corrientes, ajustes y características de los

relevadores de protección, capacidades de fusibles, capacidades de interruptores termo

magnéticos y electromagnéticos, sus características y ajustes.

Se analiza la protección de respaldo y se seleccionan sus ajustes para operar a un tiempo

predeterminado después del dispositivo primario. Así que la protección de respaldo debe

ser capaz de soportar las condiciones de falla por un periodo de tiempo mayor que la

protección primaria.

Referente a los intervalos de coordinación, cuando se grafican las curvas de operación

característica de los dispositivos de protección, se deben mantener ciertos intervalos de

tiempo entre ellas y para éste estudio se mantuvieron intervalos de 200 mili segundos

entre curvas de dispositivos de acción directa (interruptores termomagnéticos,

electromagnéticos y fusibles), y las curvas de relevadores de protección, entre curvas de

operación de relevadores se tienen intervalos del orden de 200 mili segundos. Para

intervalos de coordinación entre fusibles generalmente son mayores a los 300 mili

segundos.



El alto costo de los equipos y el tiempo requerido para reparar o remplazar el equipo

dañado como: transformadores, cables, interruptores, etc. Hace imperativo tener en

consideración un diseño de sistema de protección adecuado.

El presente estudio se realiza con el software EasyPower con el módulo de coordinación.

3.1 Características de protección.

Para proteger a los sistemas eléctricos contra fallas, se acostumbra dividir el sistema

eléctrico en; “zonas de protección”, algunas son específicas de una parte del sistema y

otras comprenden a zonas comunes entre partes del sistema.

En forma independiente de cuál sea la causa primaria de falla, un esquema de protección

contra cortocircuito debe contemplar los siguientes elementos:

Sensor primario. Actuador. Elemento de desconexión.

Figura No. 1. Diagrama a bloques de una protección eléctrica.

La protección de los sistemas debe incluir las siguientes partes relevantes:

Transformadores. Protección de transformadores. Protección de las barras.

3.1.1 Transformador de instrumento.

Se denominan así porque alimentan instrumentos de medición y/o protección, su función

principal es aislar eléctricamente el sitio donde se toma la señal que normalmente es en

alta tensión: “400 Kv, 230 kV, 115 kV, 34.5 kV” del sitio donde se instalan los

instrumentos, que por lo general son tableros, computadoras o sistemas digitales de

registro o principalmente tensión.

Falla

.

Sensor primario:

TC TP

Actuador:

Relevador

Elemento de

desconexión:

Interruptor



El tipo de señal que manejan se puede clasificar para su estudio como:

TC`s TP`s

En este caso particular se hace referencia a los transformadores de corriente, ya que

estos son los que nos sirven para analizar el cortocircuito.

3.1.2 TC`s “Transformadores de Corriente”.

En un TC como su nombre lo dice, maneja una señal de corriente, tomada en un circuito

de alta tensión y la envía a un instrumento (de medición o potencial) para especificación

de sus características principales, se deberán consideran los siguientes factores.

La representación de los TC`s en los sistemas eléctricos puede ser de la siguiente manera:

Figura No. 2. Diagramas ANSI/IEEE e IEC, que representan a un TC

Relación de transformación. Clase de precisión y designación. La carga o “BURDEN”.

3.1.3 Relación de transformación.

La relación de transformación de un TC se define como el cociente entre la corriente a

medir del circuito primario y la corriente que alimenta al instrumento al que se envía la

señal, o secundario.



Figura No. 3. Diagrama de bobinas de un TC

El valor de la corriente en el primario se calcula dependiendo del circuito donde se hace la

medición y se refiere a valores normalizados en normas de fabricación, estos valores se

asocian también al equipo por medir y al número de devanados.

Los valores normalizados de las relaciones de transformación, tienen una corriente en el

devanado secundario y según la norma Americana es de 5 A, y de acuerdo a la europea es

de 1 A.

Algunas relaciones de transformación comerciales para transformadores con un

devanado en el primario son las siguientes:

50/5, 100/5, 150/5, 200/5, 300/5, 400/5, 500/5, 600/5, 800/5, 1000/5, 1200/5, 1500/5,

1800/5, 2000/5, 3000/5, 4000/5.

3.1.4 Clase de precisión y designación de los TC`s

Los TC`s no son 100% precisos, es decir no tienen una relación de transformación exacta,

normalmente tienen un error pequeño que se puede deber a:

Pequeñas variantes o fracciones en el número de espiras. Armado deficiente de los núcleos que producen flujos dispersos. Baja calidad en las laminaciones de los núcleos.

Estos errores en conjunto son del orden de 1% de la lectura, o menores y se deben

básicamente a dos conceptos, que se denominan; error de ángulo y error de relación.



La clase de precisión es el producto de los errores de ángulo y de relación y este valor de

clase de precisión se expresa como un porcentaje de variación hacia arriba y hacia abajo

con relación al valor nominal esperado. Las clases de precisión de norma son las

siguientes:

Tabla No.1 Valores de precisión de los TC`s.

Clase Variación

0.3 ± 0.3 %

0.6 ± 0.6 %

1.2 ± 1.2 %

La aplicación de clase es como sigue:

Clase 0.3: Para mediciones de muy alta precisión en instrumentos de medición.

Clase 0.6: Se usa también para medición, pero de menor precisión y eventualmente en

protección.

Clase 1.2: Se usa en protecciones, medición de baja precisión.

La designación de acuerdo a la norma se hace por medio de una letra mayúscula que

sirve para indicar si el TC se usará en medición o en protección, de acuerdo a la norma

americana se usan las siguientes designaciones.

B – Para medición.

C – Para protección.

T – Para protección con valores calibrados.

La precisión y designación de un TC se hace de la forma siguiente, es como aparece en la

placa de características:

Para designar un TC, se usa la letra de designación y el número de la clase de precisión.



3.1.5 La carga o burden de los TC`s

Esta característica permite especificar a los TC`s en forma complementaria, a las

relaciones de transformación, la designación y clase de precisión. El burden en los

transformadores de instrumento está representado por el consumo de los instrumentos

que alimenta y las perdidas en el cable de control que conecta un TC.

A este conjunto de consumo de los instrumentos, más las pérdidas I2R del cable de

control y en ocasiones del propio devanado del TC, afectan a la precisión.

3.2 Protecciones para un sistema eléctrico.

Las protecciones para un sistema eléctrico contra sobrecorriente son las siguientes:

Fusibles, relevadores, e interruptores; a continuación se hace una breve referencia de

cada uno de ellos.

3.2.1 Fusibles.

Los fusibles son dispositivos que se emplean para proteger a un circuito eléctrico

mediante una fusión en su elemento fusible (cinta o listón), que es de una aleación

específica para fundirse a una determinada temperatura dependiendo del nivel de

corriente que se pueda generar en dicho punto.

Esto hace que se interrumpa el flujo de corriente eléctrica cuando sobre pasa el valor

nominal de corriente del fusible en un tiempo determinado.

Las partes de un fusible son las siguientes:

Tubo protector. Porta fusible. Elemento fusible. Arena silica.



Figura No. 4. Partes constitutivas de un fusible.

Además de las características de construcción de los fusibles, es necesario determinar los

parámetros que determinan a los fusibles de protección:

Tensión nominal Corriente nominal Servicio (interior o intemperie) Respuesta de operación (curva tiempo-corriente) Capacidad interruptiva (simétrica y asimétrica) Velocidad de respuesta (tiempo de expulsión)

Por otra parte los factores que definen a la aplicación de un fusible son los siguientes:

Corriente de cortocircuito en el punto de instalación Relación X/R de la impedancia equivalente (Zeq) Curva de daño de los elementos a proteger (transformadores, conductores, etc.) Costo.



La clasificación de la capacidad interruptiva de los fusibles es la siguiente:

Tabla No. 2. Clasificación interruptiva de los fusibles.

Fusible Capacidad de interrupción (kA)

Clase H 10

Clase K 50,100 0 200

Clase RK-1 y clase RK-5 200

Clase J, clase CC, clase T, y clase L 200

Clase G 100

Fusibles tipo tapón 10

Además de todas las características mencionadas, es importante saber el tipo de curva de

los fusibles, de tal forma que estas sirvan para su coordinación, cabe mencionar que

estas curvas son proporcionadas por los fabricantes.

Curvas tiempo-corriente. Curva de corriente pico permisible Curva de energía de fusión I2t

Aquí en el estudio de coordinación de protecciones se utilizaron las curvas tiempo-

corriente de los fusibles.

Por tanto la curva de tiempo-corriente representa el tiempo promedio de fusión de cada

una de las calibraciones de los fusibles, en otras palabras muestran el tiempo promedio

requerido para fundir el elemento fusible que conduce a la corriente.

3.2.2 Relevadores.

Los instrumentos o aparatos que detectan una condición anormal que altera la

operación de un sistema y que deben de actuar para dar alerta o corregirla mediante una

señal al interruptor, se conocen como relevadores.

Por otro lado se toma en consideración que el relevador se puede energizar por una señal

de tensión, una señal de corriente, o por ambas.

El funcionamiento más explícito de un relevador es como sigue a continuación:

Este dispositivo compara una señal de entrada con una señal de ajuste de la misma

naturaleza que la señal de entrada, tomando en cuenta que la operación se hace cuando



la señal de entrada es mayor que la señal de ajuste este a su vez manda una señal al

interruptor relacionado para que desconecte al equipo fallado.

En este estudio tomaremos en cuenta a los relevadores de sobrecorriente, ya que es lo

que necesitamos para protegernos contra cortocircuitos.

Por tanto los relevadores de corriente se clasifican de la siguiente manera:

Por su tiempo de operación:

Relevadores de sobrecorriente instantáneo (ANSI 50) Relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo (ANSI 51)

Los relevadores desde el punto de vista de su diseño y construcción pueden ser:

Electromecánicos. Estado sólido. Digitales.

Por sus características de tiempo-corriente:

Tiempo definido. Tiempo inverso. Tiempo muy inverso. Tiempo extremadamente inverso.

3.2.3 Relevador de sobre-corriente instantáneo (ANSI 50).

Como su nombre lo dice es un equipo de respuesta instantánea para un valor

predeterminado de corriente, su tiempo que tiene de respuesta es menor a 3 ciclos (0.05

segundos).

Para obtener el ajuste de los relevadores instantáneos, se usan los valores de cortocircuito

momentáneos que se obtienen del estudio de cortocircuito.



3.2.4 Relevador de sobre-corriente con retardo de tiempo (ANSI 51).

Es un equipo de protección con una respuesta retardada y se puede ajustar a una curva

de tiempo-corriente característica definida o inversa que entra en función cuando la

corriente alcanza el valor predeterminado.

Se tiene conocimiento de la curva de tiempo-corriente como: a mayor corriente menor

será el tiempo de operación del relevador, y a menor corriente mayor será el tiempo de

respuesta del relevador.

3.2.5 TAP´S

Los relevadores tienen tap´s que tienen un número determinado de derivaciones, cada

derivación es un número de espiras de la bobina que es conectada al transformador de

corriente (TC), una vez seleccionado el valor del tap este representa la corriente mínima

de operación.

Por lo tanto el TAP seleccionado corresponde a la corriente secundaria que hace arrancar

al relevador, cabe mencionar que no se debe de ajustar el relevador a una corriente

mayor a 5 amperes, ya que el devanado secundario del transformador de corriente sufriría

daños.

Figura No.5. Curva característica de relevadores de sobre-corriente microprocesados.



Los relevadores digitales (microprocesados) son de mayor uso en la actualidad

particularmente en los sistemas de potencia de alta y extra alta tensión (115 kV-1000kV),

funcionalmente están basados en el criterio de operación de los electromecánicos, pero

prácticamente son computadoras de propósitos específicos ya que no solo tienen

capacidad de actuar con los relevadores, también son procesadores de información y

tienen capacidad de registro histórico, por lo mismo no ocupan espacio prácticamente ya

que en una computadora personal se tienen las tarjetas funcionales y adicionalmente

software para elementos de control, con lo cual dan soluciones más completas ya que son

multifuncionales a diferencia de otras tecnologías.

3.2.6 Interruptores (termo-magnéticos y electro-magnéticos)

Estos dispositivos también son conocidos como interruptores de caja moldeada son los

encargados de proteger contra sobre cargas y cortocircuitos.

Su capacidad interruptiva es alta teniendo un elemento de restablecimiento para hacer

varias operaciones repetitivas.

Estos equipos se componen de tres partes:

Elementos de disparo. Mecanismo de operación. Extinguidor de arco.

3.2.7 Principio de operación interruptor termo-magnético.

Su principio es basado en el disparo térmico y el disparo magnético, el disparo térmico se

presenta cuando hay una corriente circulando en una tira bimetálica, esta origina calor

por su resistencia haciendo que se doble hasta que el movimiento sea tal que active el

mecanismo que permite que el interruptor opere.



Figura No.6 disparo térmico del interruptor.

Ahora bien el disparo magnético se genera por corrientes de fallas mayores y donde un

solenoide magnético es donde circula la corriente a través del interruptor, donde este

atrae una armadura magnética para provocar el disparo del interruptor, la figura número

7, muestra como la corriente pasa a través del interruptor.

Figura No. 7 Disparo magnético del interruptor.

Los interruptores termo-magnéticos se fabrican desde 15 A hasta 2.5 A nominales, con

una capacidad interruptiva desde; 18 kA hasta 200 kA.



Figura No.8. Interruptores termo-magnéticos industriales.

3.2.8 Interruptor electro-magnético.

La aplicación que se tiene con mayor frecuencia de los interruptores electro-magnéticos

se encuentra en la protección secundaria de los transformadores, así como también para

proteger CCM´s y centros de carga.

Estos interruptores pueden ser de diferente tipo de acuerdo al fabricante, de esta manera

se pueden ajustar las unidades de disparo según convenga, las cuales son:

De tiempo diferido largo “L”. De tiempo diferido corto “S” Instantáneo “I”. Protección contra fallas “G”.

Aquí se hace referencia a que el ajuste de tiempo largo se usa para proteger al

transformador contra sobre cargas, por otra parte el tiempo diferido corto e instantáneo

se utiliza para proteger contra cortocircuito.

Utilizando la protección electro-magnética para CCM´s y centros de carga se debe

mencionar que; el ajuste se hace para el motor de mayor capacidad de potencia, más las

sumas de las corrientes nominales de las cargas.

Para ajustar la parte instantánea del interruptor es necesario conocer la corriente de

cortocircuito que pasa en ese lugar y de aquí se parte para determinar el valor del

múltiplo de ajuste.



3.2.9 Resistencia térmica de los equipos.

La resistencia eléctrica depende de los equipos eléctricos en cuestión, de aquí se tiene

una elevada corriente en un tiempo corto y se puede presentar para deteriorar a los

equipos.

Motores: El nivel para los motores es el de atascamiento permitido, y esto significa que al

motor se le permite trabajar un periodo largo con magnitudes de corriente a rotor

bloqueado antes de que el motor se dañe esto se expresa en segundos.

Cables: Este nivel se define por el fabricante para un calentamiento en un tiempo

referido.

Transformadores: aquí en el transformador se define por las categorías ANSI/IEEE para

transformadores trifásicos:

Curvas ANSI.

Las curvas ANSI (American National Estandar Institute), es la forma en la que se

representa la máxima capacidad que soporta el transformador sin que se dañe cuando se

somete a esfuerzos mecánicos y térmicos que son ocasionados por un cortocircuito.

Para calcular las curvas ANSI es primordial colocar en una categoría a los

transformadores:

Tabla No. 3 categoría ANSI para transformadores trifásicos.

categoría Potencia (kVA)

I 15-500

II 501-5000

III 5001-30 000

IV Mayores de 30 000

De esta manera la categoría del transformador define la curva ANSI, por lo tanto la curva

se puede representar de la siguiente manera:



Figura No. 9. Curvas ANSI para transformadores.

Los números que aparecen en las curvas se conocen como puntos ANSI y se determinar o

calculan de acuerdo a la siguiente tabla:

Tabla No.4 Puntos ANSI.

punto categoría Tiempo en seg. Corriente (A)

1 I

II

III, IV

1250 (Zt)2

2

2

Ipc / Zt

(Ipc / Zt) x FA

(Ipc / (Zt+Zs)) x FA

2 II

III, IV

4.08

8.0

(0.7Ipc / Zt) x FA

(0.5Ipc / Zt) x FA

3 II

III, IV

2551 Z2t

5000 (Zt+Zs)2

(0.7Ipc / Zt) x FA

(0.5Ipc / Zt) x FA

4 I, II, III, IV 50 5Ipc x FA

Donde:

Ipc = Corriente a plena carga del transformador.

Zt = Impedancia del transformador en por unidad.



Zs = Impedancia en por unidad de la red a la que se conecta el transformador.

FA = Factor ANSI que depende del acero y los devanados del transformador.

El valor del factor ANSI depende de las conexiones trifásicas entre los devanados primario

y secundario y toma los valores indicados de la siguiente tabla.

Tabla No. 5. Factores ANSI para conexiones.

Conexión en alta Conexión en baja Factor

Delta Delta 0.87

Delta Estrella aterrizada 0.58

Delta Estrella aterrizada 1.0

Estrella aterrizada Estrella 1.0

Estrella aterrizada Delta 1.0

3.2.10 Sobrecarga de un transformador.

La sobrecarga de un transformador es referida a la capacidad de amperes a plena carga a

los cuales trabaja multiplicados por los factores de enfriamiento y de elevación de

temperatura.

Por lo tanto se observa que la capacidad de sobrecarga de un transformador depende de

su tipo de enfriamiento y de su diseño al que está establecido para la temperatura de

trabajo, a continuación se muestra la tabla de la relación de enfriamiento y diseño de

temperatura:



Tabla No. 6 Factores de enfriamiento y temperatura para transformadores.

Transformador

tipo

capacidad Enfriamiento Temperatura

(kVA) tipo Factor Elevación (c) Factor

Seco

<2500 AA 1 150 1

FA 1.3

<2500 OA 1 55 / 65 1.12

Centro de

carga

65 1

<500 FA 1 55 / 65 1.12

65 1

>500 FA 1.15 55 / 65 1.12

<2000 65 1

>2000 FA 1.25 55 / 65 1.12

<2500 65 1

OA 1 55 / 65 1.12

Subestación

primaria

FA 1.33 65 1

FOA 1.67 55 / 65 1.12

65 1

<2500 AA 1 150 1



3.2.11 Punto de magnetización.

El punto de magnetización es un acercamiento dependiente de la corriente de

magnetización en el transformador. La corriente es considerada como un múltiplo de la

corriente nominal, esta varía dependiendo de la capacidad nominal del transformador.

Tabla No.7 Múltiplos para corriente de magnetización.

Capacidad del transformador Múltiplo

Mayores a 1500 kVA 8

Mayores a 1500 kVA y menores a3500 kVA 10

Mayores de 3750 kVA 12

De esta manera se procede a la selección de las protecciones para el sistema eléctrico, a

continuación se describen los pasos a seguir para una selección de protecciones:

3.3 Desarrollo.

En esta sección se tratará con la selección de protección para los equipos eléctricos; como

son transformador, barras, y motores de inducción.

A modo de ejemplo se analizará la línea correspondiente a el CCM de 4.16 kV, tomando

el motor de mayor capacidad del CCM.

El estudio de coordinación de protecciones se hará aplicando la filosofía de la protección

por relevadores, bajo las condiciones de operación de la planta:

Para éste estudio de coordinación de protecciones se consideraron las corrientes de falla

trifásica, monofásica y sus contribuciones del estudio previo de cortocircuito, cabe

recordar que en el bus de 115 kV, la corriente de cortocircuito trifásica y monofásica es de

16.0 kA.

En éste estudio se realizó la coordinación de protecciones para fallas entre fases y de fase

a tierra o monofásicas, donde las curvas de operación característica de los dispositivos de

protección están graficadas en diferentes hojas de coordinación.



Para la coordinación de protecciones se seleccionaron los dispositivos de protección

idóneos para la correcta coordinación.

A continuación se muestra el diagrama de la planta industrial Sandwell:



BUS-1

CCM

SE 01A

BUS-8

S.S.INTERIOR

SE. PRINC

S.S.INTERNA

SIEMENS

TAB DIST

SE GEN

NEW

950.52.11

950.52.12SEC ACOP

VSD

950.5212

950.5212A

950.5212B

950.5214 302.SC.016

250 HP

Induction

16.7%

800 HP

Induction

16.7%

450 HP

Induction

16.7%

800 HP

Induction

16.7%

350 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7% 350 HP

Induction

16.7%

177 HP

Induction

16.7%

350 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

1250 HP

Induction

16.7%

540 HP

Induction

16.7%

540 HP

Induction

16.7%

270 HP

Induction

16.7%

270 HP

Induction

16.7%

2000 HP

Induction

16.7%

1016 HP

Induction

16.7%

500 HP

Induction

16.7%

500 HP

Induction

16.7%

282 HP

Induction

16.7%

282 HP

Induction

16.7%

796 HP

Induction

16.7%

2000 HP

Induction

16.7%

GEN-1

50A

GEN-2

50A

GEN-3

50AGEN-4

UTIL-1

TX-1

10 / 12.5 MVA

115 - 4.16 kV

9%400A

TR-01A

1500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-01

2500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-02

2500 kVA

4.16 - 0.6 kV

5.75%

TX-2

2800 / 3500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TX-4

3000 kVA

4.16 - 1.75 kV

6%

950.5213

3000 / 3750 kVA

4.16 - 0.48 kV

8%

BL-8BL-10BL-11BL-12

BL-13

BL-14

BL-15 BL-16 BL-17

BL-18 BL-19

BL-1 BL-2 BL-3 BL-4 BL-5 BL-6

BL-7

BL-9

BL-20

BL-27

BL-6_ABL-6_B

BL-21 BL-22 BL-23 BL-24 BL-25 BL-26

BL-28

BL-29 BL-30 BL-31 BL-32 BL-33 BL-34 BL-35

FS-12

FS-1

FS-2 FS-3 FS-4 FS-5 FS-6 FS-7 FS-8

FS-9

FS-11

FS-13

RR

R-3

RR

51G

RR

51M800

RR

50GS1M800

RR

51M250

RR 51B

RR

51A

RR 51NB

RR

51NA

RR

50GS1M250RR

50GS1M450

RR

50GS1M350

RR

51M450

RR

51M350

RR

R-3_E

RR

R-3_F

RR R-1

RR R-2

RRR-4

RR R-6

RR

R-8

RR

51R1250

RR

51NR1250

RR R-10

RR

R-11

RR R-12

RRR-13

RR 51TX

RR R-15RR

R-7RR R-5

RR

R-17

RR

R-18

RR

RTX4

RR

RTX2

RR

R-14

RR

R14N

RR

RTX2N

RR

RTX4N

RR

R-9

RR

R-16

RR

R-19

RR

R-20

RR

R-21 RR

R-22

RR

R-23 RR

R-24




SIEMENS

SE 01A (Interior)

SANDWELL

SE GENERACION

TAB DISTRIBUCION

SE PRINCIPAL

950.52.12

950.52.11

VSD

Figura No. 10. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de potencia de la cía. Sandwell, e identificación de los elementos de protección.



La coordinación que se realizará es en base al motor de mayor capacidad del CCM a 4.16 kV,

por lo tanto una vez analizado el centro de control de motores y verificado, se dice que la

coordinación se hace desde el motor aguas arriba.

3.3.1 Coordinación de protecciones del CCM interior, 4.16 kV.

Coordinación de protecciones para fallas entre fases del motor de 800 Hp, (molino de bolas BMA) del centro de control de motores en 4.16 kV. Calculando la corriente a plena carga se tiene que:

(√ )

La corriente a rotor bloqueado es:

La corriente de arranque es:

La protección del motor de 800 Hp (Molino de bolas BMA) contra sobre corriente por cortocircuito entre fases es la siguiente:

Fusible 9R de 200 A, Marca GE, tipo AC limit amp, 5.5 kV, velocidad estándar.

Por otra parte la protección del motor de 800 Hp, (molino de bolas BMA) contra sobrecarga es:

(51 M) ; RTC=150/5 A, relevador 7SJ600.

El ajuste para IPC = 111 A.

Característica de tiempo largo DIAL: 2.0

Una vez ajustado el relevador del motor, se procede a seleccionar la protección del tablero del centro de control de motores que trabaja a 4.16 kV (CCM-4.16 kV).

Fusible de 400 A, marca S&C, tipo SMD-40, 5.5 kV, 400E velocidad estándar, este fusible se eligió de acuerdo con lo siguiente:



La protección del alimentador al centro de control de motores que trabaja a 4.16 kV (CCM-4.16 kV), se localiza en el tablero: OM-SJR-OC15011-SER-MT-01, Es necesario dar a entender que todo lo que está conectado en el BUS CCM, comprende toda la carga con la que se va a seleccionar la protección “fusible”. Calculando la corriente a plena carga del centro de control de motores se tiene el siguiente

resultado:

Para los motores la suma total de sus cargas comprende la siguiente corriente:

(√ )

Se observa que dentro del tablero de CCM a 4.16 está conectado un transformador de las

siguientes capacidades:

Transformador: 3000 / 3750 kVA, 4.16 – 0.48 kV, Z = 8 %.

√

Haciendo la suma de las corrientes se tiene el siguiente resultado final para el CCM:

La protección contra sobre-corriente por fallas entre fases, del lado de 4.16 kV; se tiene un ajuste del relevador 7SJ600 (51)B, RTC=1200 / 5A.

Calculando la corriente pickup:

El cálculo de la corriente pickup se basa en la capacidad de trabajo nominal del fusible:

Calculando la selección del TAP:

Por lo tanto se tiene una característica muy inversa; DIAL: 2.0.

Seleccionando la protección para el transformador de la subestación primaria 10/12.5 MVA

A FA 55 C, 115-4.16 kV; Z= 9%.

De la tabla No.3 el transformador cae en la categoría número III, de acuerdo a su capacidad en

kVA.



Calculando la curva de daño del transformador referida a 115 kV:

El factor ANSI se calcula de acuerdo al tipo de conexión que se tenga en el transformador; la

conexión del transformador es delta-estrella aterrizada y revisando en la tabla no. 5 se tiene el

resultado:

De la tabla número 4 se obtiene la manera de calcular los puntos ANSI para la curva de daño

del transformador.

Es necesario calcular la ZS para obtener los puntos:

Calculando el punto 1 ANSI:


(

) (

)


(

) (

)


t=50 seg. ( )



Calculando la corriente I inrush:

Protección del transformador del lado de 4.16 kV; ajuste del relevador marca: SIEMENS (51 Tx),

7SJ600, RTC=2500/5

Característica muy inversa; Dial=4.5

Protección contra sobre corriente por falla entre fases, lado 115 kV, ajuste del relevador (51A),

7SJ600, RTC=600/5

Característica muy inversa; Dial=5.6

Ajuste del relevador (50A), 7SJ600, RTC=600/5

Protección contra sobre corriente por fallas entre fases que protege a SE PRINCIPAL lado 4.16

kV, lado de generación local, ajuste del relevador PL50/IT (R-1), RTC= 2000/5 A, ajuste del

relevador (R-1), RTC= 2000/5 A.

√

Característica muy inversa, Dial= 3.0



3.3.2 Protección para fallas monofásicas. Coordinación de protecciones para motor de 800 Hp (molino de bolas BMA) del centro de

control de motores que trabaja a 4.16 kV.

Selección de la protección del motor de 800 Hp (molino de bolas BMA) contra fallas

monofásicas (51GS1); RTC= 50/5 A, relevador 7SJ600:

La protección contra fallas monofásicas se ajusta con respecto a la corriente de corto circuito

monofásica del centro de control de motores:

Característica inversa definida Dial= 0.5

Protección contra fallas a tierra del alimentador al centro de control de motores en 4.16 kV

(CCM-4.16 kV).

Protección contra sobre corriente por fallas monofásicas, ajuste del relevador 7SJ600 (51N)B,

conexión residual, RTC= 1200/5 A.

Característica inversa definida, Dial=1.3

Protección contra sobre corriente:

Tablero: OM-SJR-OC15011-SER-MT-01 que está conectado al BUS SE PRINCIPAL, lado de 4.16

kV del transformador principal de 10/12.5 MVA, el ajuste del relevador es 7SJ600 (R-15),

conexión residual, RTC= 2000/5 A.

Característica normal inversa, Dial=0.18

Protección de respaldo contra fallas monofásicas (51 G), alimentado por el TC puesta a tierra

del transformador principal, lado 4.16 kV, ajuste del relevador 7SJ600; RTC= 200/5.



Característica inversa, Dial=0.15

Protección contra sobre corriente por fallas monofásicas del lado de 115 kV, (Conexión

residual), ajuste del relevador 7SJ600 (51N)A, RTC=600/5 A.

Característica normal inversa, Dial=0.25

Una vez concluido el ajuste de las protecciones a continuación se muestran las curvas con su

debido ajuste de protecciones:



IPN ESIME ZACATENCO EasyPower ®

MOTOR800

HP

TIME-CURRENT CURVES

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLAS ENTRE FASES FAULT:

DEL MOTOR DE 800 HP, TAB. CCM, 4.16 kV. DATE: Dic 03, 2012

BY:

REVISION: 1

Figura No. 11. Coordinación de protecciones entre fases del motor de 800 Hp.

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

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.9 .91 1

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400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

CURRENT IN AMPERES X 100 AT 4160 VOLTS


TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVESMOTOR800HP

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLAS ENTRE FASES FAULT:

DEL MOTOR DE 800 HP, TAB. CCM, 4.16 kV. DATE: Mar 28, 2011

BY:

REVISION: 1

TECNICA OMYA 1

FS-332098A

FS-3GE(Std)AC Limitamp9R

FS-130716A

FS-1S&CSMDSMD-40

TX-110000 / 12500 kVA9%

TX-110000 / 12500 kVAINRUSH

TX-1

51M80015899A

51M800Siemens 7SJ60051/50L, Long InverseCT Ratio = 150/5Tap = 3.7 (111A)Time Dial = 2Instantaneous = Disabled

51M800

51B20077A

51BSiemens 7SJ60051/50V, Very InverseCT Ratio = 1200/5Tap = 4.16 (998A)Time Dial = 2Instantaneous = Disabled

51B

51A12355A

51ASiemens 7SJ60051/50V, Very InverseCT Ratio = 600/5Tap = 0.64 (76.8A)Time Dial = 5.6Instantaneous = 7 (840A)

51A

51TX14606A

51TXSiemens 7SJ60051/50V, Very InverseCT Ratio = 2500/5Tap = 4 (2000A)Time Dial = 4.5

51TX

M800HP800HPInductionFull Voltage

BUS-1

CCM

SE. PRINC

M800HP

UTIL-1

TX-110 / 12.5 MVA115 - 4.16 kV9%

SQDBP 20002000A

FS-3

FS-1

150/5

1200/5

600/5

2500/5

RR

51M800

RR 51B

RR

51A

RR 51TX



IPN ESIME ZACATENCO EasyPower ® MOTOR800NGEN

TIME-CURRENT CURVES

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLAS DE FASE A FAULT:

TIERRA DE MOTOR 800 HP, 4.16 kV ALIMENTADO POR GENERADORES DATE: Dic 03, 2012

BY:

REVISION: 1

Figura No. 12. Coordinación de protecciones falla monofásica a tierra del motor de 800 Hp.

.8

.8

1

1

2

2

3

3

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4

5

5

6

6

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2

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9

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1000

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2

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5

6

6

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

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.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 6

7 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 60

70 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600

700 700800 800



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVESMOTOR800HPN


TIERRA DEL MOTOR 800 HP, 4.16 kV, TAB. CCM. DATE: Mar 28, 2011

BY:

REVISION: 1

TECNICA OMYA 1

FS-3539A

FS-1524A

TX-110000 / 12500 kVA9%

TX-110000 / 12500 kVAINRUSH

TX-1FLA

50GS1M800525A

50GS1M800Siemens 7SJ60051/50D, Definite InverseCT Ratio = 50/5Tap = 8 (80A)Time Dial = 0.5

51NB524A

51NBSiemens 7SJ60051/50D, Definite Inverse

51NASiemens 7SJ60051N/50N IECInverseCT Ratio = 600/5Tap = 0.1 (12A)Time Dial = 0.25

51NA

R-15399A

R-15Siemens 7SJ60051N/50N IECInverseCT Ratio = 2500/5Tap = 0.28 (140A)Time Dial = 0.19

R-15

51G400A

51GSiemens 7SJ60051N/50N IECInverseCT Ratio = 200/5Tap = 5 (200A)Time Dial = 0.15Instantaneous = Disabled

51GM800HP800HPInductionFull Voltage

BUS-1

CCM

SE. PRINC

M800HP

UTIL-1

TX-110 / 12.5 MVA115 - 4.16 kV9%

SQDBP 20002000A

FS-3

FS-1

50/5

1200/5

600/5

2500/5

200/5 Set600/5 MR

RR

50GS1M800

RR 51NB

RR

51NA

RR R-15

RR

51G



IPN ESIME ZACATENCO EasyPower® MOTOR800NGEN

TIME-CURRENT CURVES


TIERRA DE MOTOR 800 HP, 4.16 kV ALIMENTADO POR GENERADORES DATE: Dic 03, 2012

BY:

REVISION: 1

Figura No.13. Coordinación de protecciones contra falla entre fases del motor de 800 Hp, alimentado

por generadores.

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

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3

3

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100

2

2

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3

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6

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9

9

1000

1000

2

2

3

3

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5

6

6

7

7

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8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVESMOTOR800GEN

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA FALLAS ENTRE FASES DE FAULT:

MOTOR DE 800 HP, 4.16 kV, CCM ALIMENTADO POR GENERADORES. DATE: Mar 28, 2011

BY:

REVISION: 1

TECNICA OMYA 1

FS-332098A

FS-3GE(Std)AC Limitamp9R

FS-130716A

FS-1S&CSMDSMD-40400E

51M80015899A

51M800Siemens 7SJ60051/50L, Long InverseCT Ratio = 150/5Tap = 3.7 (111A)Time Dial = 2Instantaneous = Disabled

51M800

51B20077A

51BSiemens 7SJ60051/50V, Very InverseCT Ratio = 1200/5Tap = 4.16 (998A)Time Dial = 2Instantaneous = Disabled

51B

R-117146A

R-1Team Arteche PL 30051/50Very InverseCT Ratio = 2000/5Tap = 2.5 (1000A)Delay = 3

R-1

M800HP800HPInductionFull Voltage

CCM

SE. PRINC

SE GEN

M800HP

FS-3

FS-1

150/5

1200/5

2000/5

RR

51M800

RR 51B

RR R-1



CAPITULO 4. ESTUDIO DE ARCO ELÉCTRICO (Arc Flash).

4.0 Introducción.

El cálculo del arco eléctrico debe de hacerse en una asociación con los estudios de

cortocircuito y coordinación de protecciones de esta manera se toma como base el

cortocircuito para obtener parámetros como; falla momentánea, rango interruptivo (aguante)

de los equipos eléctricos.

Los resultados de coordinación se utilizan para poder obtener el tiempo que requieren los

dispositivos de protección en aislar una sobrecarga o una condición de cortocircuito. El

resultado de los dos estudios se utiliza para desarrollar el análisis de arco eléctrico.

De esta manera los resultados del riesgo por arco eléctrico son utilizados para determinar el

límite de protección por arqueo y energía incidente en las distancias de trabajo que se

asignan, así como la categoría del equipo de personal de protección por sus siglas en inglés

(PPE).

Es importante saber que el PPE debe de ser utilizado ante la ausencia de voltaje aún después

de haber des-energizado un equipo durante la interrupción de alguna carga, durante una

inspección visual que sea necesaria para verificar que todos los equipos estén desconectados,

etc.

Ya que el PPE es la última línea de defensa ante la ocurrencia de un arco eléctrico,

consiguiendo mitigar el impacto directo sobre el cuerpo, la cara y evitando quemaduras que

van más allá de segundo grado e incluso salvar la vida del individuo.

El arco eléctrico puede originarse por diversas circunstancias, que pueden ser por la falla de

un equipo o por contaminación, las siguientes son algunas causas:

Impurezas y polvo

Corrosión

Condensación de vapor en aislamientos

Descargas de chispas

Sobre-voltajes

Fallas de material aislante

Uso inapropiado del equipo

Procedimientos de trabajo inapropiados



De esta manera es por esto que se busca determinar la energía incidente y el PPE adecuado,

con la finalidad de reducir primeramente pérdidas humanas y posteriormente daños severos

a los equipos.

Ya que los costos de rehabilitación por exposición a quemaduras son elevados comparados

con los costos de la compra de equipo de protección personal (PPE).

Si llegase a ocurrir una quemadura por arco eléctrico, la piel puede requerir años de

tratamiento con medicación y rehabilitación. La victima podría no regresar a trabajar y perder

calidad de vida, algunos de los costos directos son:

Tratamientos caros

Litigación de honorarios

Pérdidas de producción

Por lo tanto el aquí se determinan las distancias y la energía incidente mínimas a los cuales el

personal de operación son expuestos durante los trabajos que se pudieran realizar en cercanía

con los equipos eléctricos y en condiciones de falla; los siguientes puntos son los más

importantes:

Corriente de arqueo (Ia)

Energía incidente (E)

Distancia mínima de operación.

Equipo de protección personal.

4.1 Alcance del estudio de riesgo por arco eléctrico.

El presente estudio se realizó para la planta industrial Sandwell, se toma como ejemplo para

analizar el tablero del centro de control de motores (CCM), a 4.16 kV.

La información sobre la planta fue proporcionada por la compañía Sandwell, por lo tanto el

estudio de cortocircuito y el estudio de coordinación de protecciones fueron elaborados

previos a este estudio con dicha información.



4.1.1 Consideraciones para realizar el arco eléctrico.

La configuración del sistema eléctrico está alimentada en 115 kV desde el sistema de la

compañía que da suministro de energía eléctrica, posteriormente se encuentra conectada

mediante un transformador principal de 10/12.5 MVA que hace la distribución en 4.16 kV,

donde están conectados actualmente 3 generadores de 2.2 MVA cada uno.

Finalmente de la alimentación de 4.16 kV se conectan transformadores de distribución para

alimentar cargas de 4160, 600 y 480 Volts.

Por otra parte los dispositivos de protección que fueron seleccionados del estudio de

coordinación de protecciones se retoman en el análisis del riesgo por arco eléctrico y que

corresponden en todos los casos a dispositivos de protección de sobrecorriente.

4.2 Tableros

Para realizar el estudio en los tableros se hace referencia a los siguientes puntos:

El arreglo para el estudio es vertical.

La configuración del equipo es en gabinete (4.16 kV).

Las distancias de trabajo y de conductores son típicas dependiendo el nivel de tensión

de los tableros.

4.3 Procedimiento para el estudio de riesgo por arco eléctrico.

Los siguientes pasos son referidos bajo el estándar IEEE 1584-2002:

Determinar la operación del sistema en cuestión; puede ser un sistema radial simple, o

un sistema más complejo.

Corriente de falla sostenida: para llegar a este valor es necesario obtener la raíz media

cuadrática (RMS) de la falla y la relación X/R en los puntos donde sea imperativo que

los trabajadores realicen trabajos (corriente obtenida del estudio de cortocircuito).

Corriente de arqueo (Ia). Es dependiente de la corriente de falla sostenida y se calcula

para el punto de interés, y el primer dispositivo que se encuentra instalado aguas

arriba.

Características de los dispositivos de protección y duración del arco. Es necesario

hacer una inspección de los equipos de protección existentes (fusibles, interruptores y

relevadores), así como también es necesario contar con las curvas de tiempo-corriente

de los dispositivos, si no es así, es necesario hacerlas mediante el software, cuidando

las características propias del fabricante.



Selección de las distancias de trabajo. Estas se toman de acuerdo al nivel de tensión de

trabajo; dependiendo de esto es como se determina el nivel de protección de arqueo,

el cual se basa sobre el nivel de energía incidente sobre el cuerpo y la cara.

Energía incidente. Es determinada en base a la corriente de arqueo, el tiempo, la

distancia del arco y el tipo de equipo que se tenga instalado, con esto se determina el

equipo de protección personal (PPE).

Determinación de los límites de protección. Es la distancia a la que una persona está

expuesta al arco eléctrico sin equipo de protección personal adecuado. Para obtener

quemaduras de segundo grado que sean curables; el límite de protección por arqueo

está en función de la energía incidente causada por el arco eléctrico.

4.4 Definición del escenario.

Se considera la corriente de cortocircuito del tablero en análisis así como el tiempo que le

toma al dispositivo de protección en turno liberar la falla, se tomó el valor de la corriente de

cortocircuito menor ya que a la protección le tomara más tiempo en liberar la falla para este

nivel de cortocircuito.

De tal forma que esto hace que se incremente el nivel de energía incidente, provocando un

mayor daño por el arco eléctrico.

En la norma de la IEEE 1584-2002, se indica que el estudio de riesgo por arco eléctrico es

aplicable en sistemas desde 0.208 hasta 15 kV, con un rango de corriente de falla de 0.7 a 106

kA, asimismo es necesario realizar esta evaluación en los puntos en donde los trabajadores

son expuestos al arco eléctrico, esto es principalmente en los tableros. Un punto importante

de estudio es el lugar en donde se tienen interruptores y fusibles, ya que el arco eléctrico se

puede ocasionar en el cierre o apertura de estos dispositivos. Los tableros menores a 0.208 kV

generalmente son ignorados debido a que en la mayoría de los casos el transformador de

servicio es menor a 125 kVA.

De esta manera se hacen las siguientes consideraciones para el escenario en cuestión:

Se incluyen todos los equipos que integran el sistema eléctrico de la planta Sandwell,

así como los tres generadores de potencia de 22000 kVA que trabajan a 4.16 kV, así

como la contribución de cortocircuito de la compañía suministradora.

Se realizaron simulaciones para obtener los valores de falla trifásica conforme a la

norma ANSI/IEEE Std-141-1993, ya que es la metodología en la que se basan los

cálculos de la norma IEEE 1584-2002.



Se realizaron simulaciones para obtener los valores de corriente de arqueo, energía

incidente y límite de protección conforme a la norma IEEE 1584-2002.

Se consideraron los resultados obtenidos del estudio de corto circuito y de

coordinación de protecciones.

Las consideraciones que se tomaron para el tablero del centro de control de motores

(CCM) son las tablas No. 1 y 2 del anexo 1.

Una vez analizadas todas las consideraciones, se muestra el diagrama unifilar, así como

también se presenta el cálculo del riesgo por arco eléctrico:

4.5 Desarrollo del cálculo de arco eléctrico.

Aquí se retoma el ejemplo de centro de control de motores que trabaja a 4.16 kV, así como

también se utilizan las fórmulas de la norma IEEE-Std 1584-2002 para calcular el arco

eléctrico y se selecciona el equipo de protección personal por medio de la norma NFPA-70E.

El sistema se encuentra en una tensión de 4.16 kV así que por esta razón se utilizará la

ecuación (1.1.2) del capítulo 1.

Dónde:

lg = Logaritmo base 10.

Ia = Corriente de arco (kA).

Ibf = Corriente de falla máxima trifásica (simétrica RMS) (kA).

En los casos de alta tensión se hace caso omiso entre configuraciones abiertas y cerradas.

Despejando “Ia”:

Este resultado es la corriente estimada del arco eléctrico.

Calculando la energía incidente se tiene el siguiente cálculo:

Utilizando la fórmula (1.2) del capítulo 1 se procede a obtener el resultado siguiente.



Dónde:

En = Energía incidente (J / cm2) para un tiempo normalizado y distancia.

K1 = Es -0.792 para configuraciones abiertas (no cerrado) y es -0.555 para configuraciones de

caja (equipo cerrado).

K2 = Es 0 para sistemas sin tierra y alta resistencia de los sistemas conectados a tierra y es -

0.113 para sistemas conectados a tierra.

G = Es el espacio entre conductores (mm)

Despejando a En:

De esta manera solo queda obtener la conversión normalizada de la energía incidente en

base a la ecuación (1.2.1) del capítulo 1.

[

] [

]

Dónde:

E = Energía Incidente (J / cm2) Cf = Es un factor de cálculo donde se tiene:

2.0 para voltajes encima de 1 Kv, y 1.5 para voltajes en o debajo de 1 Kv.

En = Energía incidente normalizada.

t = Tiempo de arco en segundos.

D = Es la distancia del punto de arco posible hacia la persona (mm).

x = Es el exponente de distancia tomado de la tabla 1.3. (Ver anexo )

[

] [

]

⁄

Haciendo la conversión a calorías tenemos el siguiente resultado:



⁄

⁄

Con este resultado vamos a la tabla 130.7 (c) (11) Categoría del riesgo de la energía

incidente, y equipo que deberá utilizarse; y se busca la categoría de riesgo.

“En este caso la categoría del riesgo por arco eléctrico es 1”.

Por último se debe de obtener la distancia de límite contra arco eléctrico, esta se da por la

ecuación (1.3) del capítulo 1.

[ [

] [

]]

⁄

Dónde:

DB = Es la distancia de la frontera del punto de arco eléctrico (mm).

Cf = Es el factor de cálculo: 1.0 para voltajes mayores a 1 Kv, y 1.5 en o debajo de 1 Kv.

En = Es la energía incidente normalizada.

E = Es la energía incidente en J/cm2 a una distancia de frontera.

t = Es el tiempo en segundos.

x = Es el exponente de la distancia tomado de la tabla 1.3 (ver anexo 1).

Ibf = Es la corriente de falla máxima.

Nota: EB: Puede ser puesto en 5.0 J/cm2 para la piel desnuda o dentro del alcance del EPP.En

otras palabras la energía incidente de 1.2 Cal/cm2 es mayor a 0.1 seg. Es un valor considerado

para un umbral de una quemadura de segundo grado.

De esta manera se considera un valor de energía incidente de 11.0966 J/cm2.

[ [

] [

]]

⁄



De esta manera se consideran 5.0 J/cm2 para una quemadura curable de segundo grado:

[ [

] [

]]

⁄

Es importante considerar esta parte del cálculo ya que esta es la distancia máxima a la que

puede estar una persona sin equipo de protección personal PPE con una incidencia de

quemadura de segundo grado curable.

A continuación se muestra el diagrama de la planta industrial en la figura No. 1.



BUS-1

CCM

SE 01A

BUS-8

S.S.INTERIOR

SE. PRINC

S.S.INTERNA

SIEMENS

TAB DIST

SE GEN

NEW

950.52.11

950.52.12SEC ACOP

VSD

950.5212

950.5212A

950.5212B

950.5214 302.SC.016

250 HP

Induction

16.7%

800 HP

Induction

16.7%

450 HP

Induction

16.7%

800 HP

Induction

16.7%

350 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7%

700 HP

Induction

16.7% 350 HP

Induction

16.7%

177 HP

Induction

16.7%

350 HP

Induction

16.7%

250 HP

Induction

16.7%

1250 HP

Induction

16.7%

540 HP

Induction

16.7%

540 HP

Induction

16.7%

270 HP

Induction

16.7%

270 HP

Induction

16.7%

2000 HP

Induction

16.7%

1016 HP

Induction

16.7%

500 HP

Induction

16.7%

500 HP

Induction

16.7%

282 HP

Induction

16.7%

282 HP

Induction

16.7%

796 HP

Induction

16.7%

2000 HP

Induction

16.7%

GEN-1

50A

GEN-2

50A

GEN-3

50AGEN-4

UTIL-1

TX-1

10 / 12.5 MVA

115 - 4.16 kV

9%400A

TR-01A

1500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-01

2500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TR-02

2500 kVA

4.16 - 0.6 kV

5.75%

TX-2

2800 / 3500 kVA

4.16 - 0.48 kV

5.75%

TX-4

3000 kVA

4.16 - 1.75 kV

6%

950.5213

3000 / 3750 kVA

4.16 - 0.48 kV

8%

BL-8BL-10BL-11BL-12

BL-13

BL-14

BL-15 BL-16 BL-17

BL-18 BL-19


BL-7

BL-9

BL-20

BL-27

BL-6_ABL-6_B

BL-21 BL-22 BL-23 BL-24 BL-25 BL-26

BL-28

BL-29 BL-30 BL-31 BL-32 BL-33 BL-34 BL-35

FS-12

FS-1


FS-9

FS-11

FS-13

RR

R-3

RR

51G

RR

51M800

RR

50GS1M800

RR

51M250

RR 51B

RR

51A

RR 51NB

RR

51NA

RR

50GS1M250RR

50GS1M450

RR

50GS1M350

RR

51M450

RR

51M350

RR

R-3_E

RR

R-3_F

RR R-1

RR R-2

RRR-4

RR R-6

RR

R-8

RR

51R1250

RR

51NR1250

RR R-10

RR

R-11

RR R-12

RRR-13

RR 51TX

RR R-15RR

R-7RR R-5

RR

R-17

RR

R-18

RR

RTX4

RR

RTX2

RR

R-14

RR

R14N

RR

RTX2N

RR

RTX4N

RR

R-9

RR

R-16

RR

R-19

RR

R-20

RR

R-21 RR

R-22

RR

R-23 RR

R-24




SIEMENS

SE 01A (Interior)

SANDWELL

SE GENERACION

TAB DISTRIBUCION

SE PRINCIPAL

950.52.12

950.52.11

VSD

Figura No.1 Diagrama unifilar de la planta industrial Sandwell.



4.6 Análisis de resultados del estudio de arco eléctrico

Una vez obtenido los resultados de los cálculos para el arco eléctrico, se analiza el

sistema con el software de ingeniería EasyPower, el software de ingeniería utilizado hace

que se muestren los resultados finales del arco eléctrico en una tabla.

El análisis se basa en el estudio de cortocircuito y de coordinación de protecciones;

dependiendo de la magnitud del cortocircuito se determina el tiempo de operación de las

protecciones que se asocien al punto en común.

Por lo tanto utilizando el módulo de arco eléctrico del software EasyPower se muestra la

tabla No.1, de esta manera se pueden observar los resultados finales del análisis del arco

eléctrico, para diferentes barras o buses conectados dentro del sistema eléctrico de la

planta.



En estos niveles de tensión se analizaron todos los tableros de distribución, en las siguientes tablas se muestran los

resultados del estudio del riesgo por arco eléctrico:

Tabla No.1. Resultados de la evaluación del riesgo por arco eléctrico en los tableros del sistema eléctrico de la planta industrial

Sandwell.

Ubicación del arco por falla

Voltaje nominal

kV

Dispositivo de disparo

aguas arriba

Claro del Arco

(mm)

Falla a través de

interruptor (kA)

Corriente de arco

Estimada (kA)

Tiempo del disparo

(sec)

Tiempo del arco

(sec)

Límite del arco eléctrico estimado

(mm)

Distancia de Trabajo

(mm)

Energía Incidente (cal/cm2)

Clase de Ropa Requerida

302.SC.016 4.16 FS-1 102 22.857 21.874 0.036 0.036 744.1 457.2 2.4 #1

950.52.11 4.16 R-14 102 23.626 22.598 0.152 0.202 5724.3 457.2 14 #3

SE. PRINC 4.16 51TX 102 24.988 23.878 1.263 1.313 41674.5 457.2 96.8 Extreme Danger

SEC ACOP 4.16 FS-1 102 24.647 23.557 0.034 0.034 761.3 457.2 2.5 #1

TAB DIST 4.16 R-6 102 24.47 23.391 0.29 0.34 10153.3 457.2 24.5 #3

950.5212 4.16 FS-1 102 23.496 22.475 0.035 0.035 750.9 457.2 2.4 #1

CCM 4.16 FS-1 102 24.821 23.721 0.034 0.034 763.1 457.2 2.5 #1

VSD 1.75 RTX4 102 12.751 12.324 0.01 0.06 510 457.2 1.7 #1

S.S.INTERNA 0.6 R-17 32 42.187 23.436 0.516 0.566 5412 457.2 45.7 Extreme Danger

SIEMENS 0.6 BL-27 32 33.763 22.563 0.11 0.11 1731.7 457.2 8.5 #3

950.52.12 0.48 RTX2 32 45.414 18.878 0.703 0.753 5609.8 457.2 48.2 Extreme Danger

950.5214 0.48 51NB 32 57.668 27.099 0.283 0.333 4201.1 457.2 31.5 #4

NEW 0.48 BL-20 32 38.254 19.252 0.11 0.11 1541.4 457.2 7.2 #2*

S.S.INTERIOR 0.48 R-11 32 41.608 17.551 0.8 0.85 5772.1 457.2 50.3 Extreme Danger

SE 01A 0.48 BL-9 32 27.269 14.522 0.22 0.22 2006.4 457.2 10.6 #3



BUS-1

CCM

763.1mm AFB

2.5 cal / cm² @ 457.2mm

#1 @ 457.2mm

SE 01A

2006.4mm AFB

10.6 cal / cm² @ 457.2mm

#3 @ 457.2mm

BUS-8

S.S.INTERIOR

5772.1mm AFB

50.3 cal / cm² @ 457.2mm

Extreme Danger @ 457.2mm

SE. PRINC

41674.5mm AFB

96.8 cal / cm² @ 457.2mm


S.S.INTERNA

5412mm AFB

45.7 cal / cm² @ 457.2mm


SIEMENS

1731.7mm AFB

8.5 cal / cm² @ 457.2mm

#3 @ 457.2mm

TAB DIST

10153.3mm AFB

24.5 cal / cm² @ 457.2mm

#3 @ 457.2mm

SE GEN

NEW

#2* @ 457.2mm

7.2 cal / cm² @ 457.2mm

1541.4mm AFB

950.52.11 #3 @ 457.2mm

14.0 cal / cm² @ 457.2mm

5724.3mm AFB

950.52.12Extreme Danger @ 457.2mm

48.2 cal / cm² @ 457.2mm

5609.8mm AFB

SEC ACOP

VSD

#1 @ 457.2mm

1.7 cal / cm² @ 457.2mm

510mm AFB

950.5212#1 @ 457.2mm

2.4 cal / cm² @ 457.2mm

750.9mm AFB

950.5212A

950.5212B

950.5214

#4 @ 457.2mm

31.5 cal / cm² @ 457.2mm

4201.1mm AFB

302.SC.016

#1 @ 457.2mm

2.4 cal / cm² @ 457.2mm

744.1mm AFB

GEN-1GEN-2GEN-3

GEN-4

UTIL-1

TX-1

TR-01A

TR-01

TR-02

TX-2 TX-4

950.5213

BL-8BL-10BL-11BL-12

BL-13

BL-14

BL-15 BL-16 BL-17

BL-18 BL-19


BL-7

BL-9

BL-20

BL-27

BL-6_ABL-6_B

BL-21 BL-22 BL-23 BL-24 BL-25 BL-26

BL-28

BL-29 BL-30 BL-31 BL-32 BL-33 BL-34 BL-35

FS-12

FS-1


FS-9

FS-11

FS-13

RR

R-3

RR

51G

RR

51M800

RR

50GS1M800

RR

51M250

RR 51B

RR

51A

RR 51NB

RR

51NA

RR

50GS1M250RR

50GS1M450

RR

50GS1M350

RR

51M450

RR

51M350

RR

R-3_E

RR

R-3_F

RR R-1

RR R-2

RRR-4

RR R-6

RR

R-8

RR

51R1250

RR

51NR1250

RR R-10

RR

R-11

RR R-12

RRR-13

RR 51TX

RR R-15RR

R-7RR R-5

RR

R-17

RR

R-18

RR

RTX4

RR

RTX2

RR

R-14

RR

R14N

RR

RTX2N

RR

RTX4N

RR

R-9

RR

R-16

RR

R-19

RR

R-20

RR

R-21 RR

R-22

RR

R-23 RR

R-24

#1 @ 457.2mm

2.5 cal / cm² @ 457.2mm

761.3mm AFB




SIEMENS

SE 01A (Interior)

SANDWELL

SE GENERACION

TAB DISTRIBUCION

SE PRINCIPAL

950.52.12

950.52.11

VSD

Figura No.2. Diagrama unifilar donde se muestra la categoría de peligro por arco eléctrico



4.7 Análisis y recomendaciones

A continuación se hace la comparación de los valores calculados y los valores obtenidos

por el software EasyPower.

Tabla No.2. Comparación de resultados.

Cálculos a mano Software

Corriente de CortoCircuito3Ø 23.851 kA 24.8 kA

Corriente de Arco Eléctrico 22.8092 kA 23.72 kA

Energía Incidente 2.65 cal/cm2 2.5 cal/cm2

Disparo/Tiempo de protección 0.03 seg. 0.034 seg.

Límite de acercamiento 680.8 mm 763 mm

Distancia de trabajo 456.99 mm 457.2 mm

Finalmente de la comparación se observa que los resultados son similares, teniendo una

ligera variación.

Por otra parte se reitera que con la energía incidente se selecciona el equipo de

protección personal de la Tabla 130.7 (c) (11) Categoría del riesgo de la energía incidente,

y equipo que deberá utilizarse.

De esta manera la planta industrial deberá obtener el equipo contra arco eléctrico para

poder cumplir con la norma NFPA-70E, y proporcionarla al personal de trabajo.

En este caso se deberán utilizar para la categoría 1:

camisa de material retardante al fuego.

Pantalón u overall de material retardante al fuego.

Lentes de seguridad.

Casco protector.

Guantes de piel.

Zapatos de piel.

Para la categoría de daño extremo:

Ropa de algodón.

Camisa y pantalón retardante al fuego.

Traje de destello multicapa.

Lentes de seguridad y casco protector.

Capucha de traje contra destello.



Protección auditiva, guantes y zapatos de piel.

Fig. No. 3. Etiqueta que deberá ser colocada en el tablero bajo estudio para advertencia

del riesgo en el centro de control de motores a 4.16 kV.

Fig. No. 4. Etiqueta que deberá ser colocada en el tablero bajo estudio para advertencia

del riesgo en SE. PRINCIPALa 4.16 kV.



A sabiendas que equipo “PPE” se tiene que conseguir, se procede a generar las etiqueta

que se colocarán en los tableros, ya que es importante que el personal que labore en el

lugar tenga conocimiento sobre el nivel de riesgo y los demás aspectos que se

consideraron.

Esto implica que es necesario dar previa información con cursos y programas de

capacitación, para que la seguridad del personal mejore.

Esto quiere decir que con una buena capacitación se da por entendido que el personal

pueda analizar la información de las etiquetas de los tableros, y no desconozca el

significado de lo que quiere transmitir dicha información.

Por otra parte es recomendable tener siempre en buen estado el equipo de protección

eléctrico; esto significa que se deberán revisar periódicamente, dependiendo de cómo lo

requiera y lo considere el personal encargado para evitar posibles averías, así como

también tener buena tecnología sobre tableros, y equipo de protección eléctrico.

Para maniobras en vivo, se debe de seguir por igual las recomendaciones de la

información de las etiquetas que se colocan en los tableros y los centros de control de

motores y de esta manera poder evaluar el riesgo al que se puede estar sometido.

Tabla No.3. Costos de los estudios para Arco Eléctrico.

Ingeniería /Horas. Horas Dólares.

Estudio de C.C 200 $5400.00

Estudio Coordinación de protecciones. 60 $1700.00

Estudio de Arco Eléctrico. 40 $2800.00

PPE --------- $1800.00

Total de gastos por seguridad. $11,700.00

Tabla No.4. Comparación de gastos de seguridad contra tratamientos.

Total de gastos por seguridad. Costo de tratamientos, puede exceder:

$11,700.00 $100,000.00



Capítulo 5. Conclusiones.

Los resultados del estudio de arco eléctrico hacen notar la importancia que se tiene para

proteger al personal de accidentes, el estudio de arco eléctrico muestra los resultados

del riesgo al que se exponen los trabajadores, y obtener el equipo de protección personal

adecuado.

Por otra parte una vez analizada la situación del riesgo, se deberá utilizar esta

información para cursos y así tener conocimiento de los riesgos, de esta manera concluyo

que tener conocimiento sobre los riesgos a los que se está expuesto, los accidentes

disminuirán así como también se podrá conducir de una mejor forma al personal a la

hora de realizar sus actividades ya que sabrán que protocolo seguir para una

determinada área de trabajo.

En este caso el bus analizado del centro de control de motores que trabaja a 4.16 kV

dio como resultado una categoría de riesgo de clase 1, y como se dijo anteriormente con

esta información se puede obtener el equipo de protección personal EPP.

Para este punto en particular esto hace que la empresa entre bajo norma y evitar

pérdidas de dinero, por litigios y por los tratamientos de las curaciones de los trabajadores

en los casos más severos.

Por otra parte el conocimiento de cortocircuito y de protecciones, es esencial para

obtener el punto de arco eléctrico, ya que van de la mano.

La parte de utilización del software EasyPower, en sus módulos de cortocircuito,

coordinación de protecciones, y arco eléctrico, hace que se obtengan resultados en un

tiempo menor, y para cotejar los resultados de cálculo es importante ya que, así se

observan los dos puntos tanto los hechos a mano como un resultado avalado por el

software de ingeniería y se genera una mejor confianza con respecto de los resultados

finales.

Por igual los detalles de hacer el estudio en el software hace que los estudios se agilicen

en tiempo y forma, de esta manera concluyo que es importante saber ingresar los

valores en el software ya que esto se puede traducir en tiempo si los datos ingresados

no son los correctos.

También es necesario hacer notar que el equipo de protección personal “EPP” es el

resultado final del estudio, por lo tanto las posibles quemaduras que se dieran a

consecuencia de una falla, se minimizan al grado de no ser mortales y tener que hacer

gastos médicos en tratamientos de piel, o inclusive salvar la vida.



Finalmente concluyo que el estudio de arco eléctrico es importante hacerlo en las

empresas para tener a sus trabajadores conscientes e informados sobre los riesgos que

implica el estar en un área de trabajo que distribuye la energía eléctrica o que a su vez

puede ser en un área de procesos como es en este caso, un centro de control de

motores CCM o en el BUS de SE. PRINCIPAL.

Ya que además de salva guardar la vida de sus trabajadores también protegen a sus

equipos eléctricos lo que hace que su vida útil sea en el tiempo y forma que estaba

establecido, así como perdidas de dinero que se pueden tener por los accidentes en el

trabajo, en este caso por quemaduras para indemnizar a los trabajadores.

El estudio de arco eléctrico es así de importante para los puntos establecidos

anteriormente.



REFERENCIAS.

Archivos de la planta Industrial Sandwell , 2012.

Planos de la planta Industrial Sandwell, 2012.

IEEE Std. 1584-2002.

NFPA 70E-2009.

IEEE Std. 242-1986, Buff Book.

IEEE Std. 141-1993, Red Book.

Elementos de diseño de Subestaciones Eléctricas, Segunda Edición, Enríquez

Harper Gilberto, LIMUSA.

Apuntes de Coordinación de Protecciones, Enríquez Harper Gilberto.

TESIS: “Estudio de riesgo por arco eléctrico para una red industrial apegado a la

normatividad aplicable para seleccionar el equipo de protección personal

adecuado y minimizar riesgos por descarga y arco eléctrico”; 2012, Víctor Hugo

Bautista Hidalgo, Edgar Adrián Zarate Enríquez, IPN; ESIME Zacatenco.



ANEXO .

Tablas IEEE-1584-2002.

Tabla No.2 Clases de equipo y distancias típicas de buses.

Clases de equipo Distancias típicas de

buses (mm)

15 KV Switchgear 152

5 KV Switchgear 104

Bajo voltaje Switchgear 32

Bajo voltaje CCM´s y gabinetes 25

Cable 13

Otros No se requiere

Tabla No.3 Clases de equipo y distancias típicas de trabajo.

Clase de equipo Distancias de trabajo típicas (mm)

15 KV Switchgear 910

5 KV Switchgear 910

Bajo voltaje Switchgear 610

Bajo voltaje CCM´s y gabinetes 455

Cable 455

Otros Para ser determinada en el campo



Tabla No.4 Factores de distancia de acuerdo con la clase de equipo y nivel de tensión.

Tensión del sistema

(KV)

Clase de equipo

Distancias típicas

entre conductores

(mm)

Factor “x” distancia

0.208 – 1

Apertura en aire 10 – 40 2.000

Switchgear 32 1.473

Gabinetes y CCM´s 25 1.641

Cable 13 2.000

>1 – 5

Apertura en aire 102 2.000

Switchgear 13 – 102 0.973

Cable 13 2.000

>5 - 15

Apertura en aire 13 – 153 2.000

Switchgear 153 0.973

Cable 13 2.000

Tablas NFPA-70E-2009.

Tabla 130.7 (C) (8) Normas para equipo de protección

Objeto Número y título

Protección de cabeza ANSI Z89.1 Requirements for protective headwear for

industrial workers, 1997

Protección de los ojos y cara ANSI Z87.1 Practice for occupational and educational eye and

face protection, 1998

Guantes ASTM D 120- 02, Standard Specification for rubber insulating

gloves, 2002

Mangas ASTM D 1051- 02, Standard Specification for rubber



insulating sleeves, 2002

Guantes y mangas

ASTM F 496- 02, Standard Specification for in service care of

insulating gloves and

sleeves, 2002

Protectores de cuero ASTM F 696- 02, Standard Specification for leather protector for

rubber insulating

gloves and mittens, 2002

Calzado

ASTM F 1117-98, Standard specification for dielectric overshoe

footwear, 1998

ANSI Z41, Standard for personnel protection, protective footwear,

1999

Inspección visual ASTM F 1236 – 01 Standard guide for visual inspection of

electrical protective rubber

products, 2001

Ropa

ASTM F 1506 – 02a Standard performance specification for

textile material for wearing

apparel for use by electrical workers exposed to momentary

electric arc and related

thermal hazards, 2002

Lluvia ASTM F 1891 – 02a Standard specification for arc and flame

resistant rainwear, 2002

Producto de protección facial. ASTM F 2178 – 02 Standard test method for determining the arc

rating of face

protective products, 2002



Categoría Peligro /

Riesgo

Ropa de protección para las categorías y

PPE

Peligro/riesgo categoría 0

No fundible (de acuerdo con

ASTM F 1506-00) o Fibra Natural

No Tratada

Camisa (manga larga)

Pantalones (largos)

Lentes de seguridad SR

protección de los oídos (tapones

del canal del oído)

Guantes de cuero (nota 2) MR


Ropa FR, alcance de arco mínimo de 4 (nota 1)

Equipo de protección FR

Arco-nominal camisa (manga larga)( nota 3)

Arco-nominal pantalones (nota 3)

Arco-nominal bata (nota 4)

Arco-nominal Protector Facial con nivel de

protección al arco, capucha del traje de arco (nota

7)

Arco-nominal Chaqueta, parca o impermeables

MR

Casco protector




Guantes de cuero (nota 2)

Botas de cuero MR






Arco-nominal camisa (manga larga)( nota 5)

Arco-nominal pantalones (nota 5)

Arco-nominal bata (nota 6)

Arco-nominal Protector Facial con nivel de

protección al arco, capucha del traje de arco (nota

7)


MR

Casco protector





Botas de cuero



Arco-nominal camisa (manga larga)( nota 8) R

Arco-nominal pantalones (nota 8) R

Arco-nominal bata (nota 8) R

Arco-nominal arco eléctrico Camisa de protección

(nota 8) R

Arco-nominal arco eléctrico pantalones de

protección (nota 8) R

Arco-nominal arco eléctrico capucha de protección

(nota 8)


MR

Continuación tabla 130.7 (c) (10)



Tabla 130.7 (c) (10)Matriz de ropa de protección y equipo de protección personal (EPP)

Equipo de protección FR Casco protector

Casco protector con forro FR R





Botas de cuero




Arco-nominal camisa (manga larga)( nota 9) R

Arco-nominal pantalones (nota 9) R

Arco-nominal bata (nota 9) R

Arco-nominal arco eléctrico Camisa de protección

(nota 9) R

Arco-nominal arco eléctrico pantalones de

protección (nota 9) R

Arco-nominal arco eléctrico capucha de protección

(nota 9)


MR

Casco protector

Casco protector con forro FR R





Botas de cuero



MR = Mínimo Requerido

R = Requerido

SR = Selección Requerida

Notas: 1. Consultar la Tabla 130.7(C) (11). Nivel de protección al arco para una prenda expresada en cal/cm

2.

2. Si se exigen guantes con valor nominal de tensión, los protectores de cuero que se usen externamente a los guantes de caucho satisfacen esta exigencia. 3. La Categoría Numero "1" de Peligro/Riesgo solo se define si está determinada por las Notas 3 o 6 de la Tabla 130.7(C) (9) (a). 4. Son aceptables jeans de algodón denim, de peso regular (mínimo peso de la tela 12 oz / yd2), no tratados, en lugar de pantalones FR. Los pantalones FR utilizados para la Categoría 1 Peligro /Riesgo deberán tener un nivel de protección al arco mínimo 4 cal / cm

2.

5. Alternativamente al uso de overoles FR (nivel de protección al arco mínimo 4 cal / cm2) en lugar de camisa

FR y pantalones FR. 6. Si los pantalones FR tienen un nivel de protección al arco mínimo de 8 cal/cm

2, no se exigen pantalones

largos de fibra no fundente o natural no tratada por debajo de los pantalones FR 7. Alternativamente se pueden utilizar overoles FR (nivel de protección al arco mínimo 4 cal / cm

2) sobre

pantalones y camisas en T de fibra no fundente o natural no tratada. 8. Un protector facial con nivel de protecci6n al arco mínimo 8 cal/cm

2, con protección extendida para

proteger no solo la cara, sino también la frente, oídos y cuello (o alternativamente, una capucha de traje de arco). 9. Alternativamente se puede usar dos conjuntos de overoles FR (el interno con nivel de protección al arco mínimo de 4 cal/cm

2 y el overol exterior con nivel de protección al arco mínimo de 5 cal/cm

2) sobre ropa de

fibra no fundente o natural no tratada.



Tabla130.7 (c) (11) Categoría del riesgo de la energía incidente, y equipo que deberá

utilizarse.

Categoría del

riesgo

Nivel de Energía

Incidente Equipo de Protección Personal (PPE)

0 0 – 2 Cal / cm2 Ropa de materiales no derretibles, no flamables (no elaborados de algodón, lana, rayón, etc.), lentes de seguridad.

1 2 - 4 Cal / cm2 Camisa, pantalón o overall de material retardante a la flama, lentes de seguridad, casco protector, guantes de piel y zapatos de trabajo de piel .

2 4 - 8 Cal / cm2

Ropa interior de algodón, camisa y pantalón de material retardante a la flama, lentes de seguridad, casco protector, capucha de traje de destello, protección auditiva, guantes de piel y zapatos de trabajo de piel.

3 8 - 25 Cal / cm2

Ropa interior de algodón, camisa, pantalón y overall de material retardante a la flama, lentes de seguridad, casco protector, capucha de traje de destello, protección auditiva, guantes y zapatos de piel.

4 25 - 40 Cal / cm2

Ropa interior de algodón, camisa y pantalón de material retardante a la flama, traje de destello multicapa, lentes de seguridad, casco protector, capucha de traje de destello, protección auditiva, guantes y zapatos de piel.

Gráfica 1.0. Rangos de X/R para transformadores a 60 Hz.



Gráfica 1.1. Rangos de X/R para generadores de polos salientes de rotor sólido y

motores síncronos a 60 Hz.

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Estudio de arco electrico