Apuntes De Instalaciones En Alta Tensión

IINNSSTTIITTUUTTOO PPOOLLIITTÉÉCCNNIICCOO NNAACCIIOONNAALL

EESSCCUUEELLAA SSUUPPEERRIIOORR DDEE IINNGGEENNIIEERRÍÍAA MMEECCÁÁNNIICCAA YY EELLÉÉCCTTRRIICCAA

UUNNIIDDAADD ZZAACCAATTEENNCCOO

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ACADEMIA DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS

AA PP UU NN TT EE SS

PPRROOFFEESSOORR AANNDDRRÉÉSS DDAANNIIEELL CCHHÁÁVVEEZZ SSAAÑÑUUDDOO

FFEECCHHAA DDEE RREEVVIISSIIÓÓNN 2222 AAGGOOSSTTOO 22001100..

Instalaciones Eléctricas En Alta Tensión

Ingeniería Eléctrica

2

Tensiones Eléctricas Normalizadas Las tensiones normalizadas se encuentran el la norma “NMX-J-098-ANCE-1999” (Ver Anexo) Baja Tensión: Menos de 1000 V.-

220/127

480/277. 440/254 TENSIÓN CONGELADA

480 Mediana Tensión: Desde 1001V. hasta 34 500V. 4.16 KV 13.2 KV 13.8 KV 23 KV 34.5 KV Alta Tensión:

Subtransmisión o 85 000 V ZONA EX -LFC o 115 000 V para CFE

Transmisión o 230 000 TODO EL PAIS o 400 000 V TODO EL PAIS

Tarifas: Tarifa 1.- Residencia [A, B, C, D] Y TARIFA DAC (DOMÉSTICA DE ALTO CONSUMO) Tarifa 2.- General en baja tensión hasta 25 kW de demanda máxima Tarifa 3.- General en BT de más de 25kW de demanda hasta aproximadamente 50Kw Tarifa OM: Ordinaria de media tensión hasta 100 KW de demanda Tarifa H.M. Horaria de Media Tensión KW de demanda mayores a 100 kw. Tarifa H.S Horaria de Sub transmisión, 85 y 115 KV, Kw de demanda arriba de 4,000 Tarifa H.T. Horaria Transmisión 230 KV Por conveniencia económica, después de una carga con demanda máxima de 50 kW es recomendable contratar el servicio de suministro de energía eléctrica en tarifa OM de mediana tensión y colocar una subestación. Factor De Demanda = Carga demandada/ carga instalada P de pérdidas = V

2/R = I

2R

Definiciones: Alimentador: Todos los conductores de un circuito entre el equipo de acometida o la fuente de un sistema derivado separadamente u otra fuente de alimentación y el dispositivo final de protección contra sobrecorriente del circuito derivado.



2

Circuito derivado: Conductor o conductores de un circuito desde el dispositivo final de sobrecorriente que protege a ese circuito hasta la o las salidas finales de utilización.



3

CIRCUITOS DERIVADOS: Los circuitos derivados pueden ser de diferente tipo deacuerdo a su capacidad de conducción:

15 A 20 A 30 A 40 A 50 A

Cargas de utilización múltiple

Cargas de utilización múltiple

CARGAS ESPECÍFICAS

Carga Continua: Se considera como carga continua toda aquella que se mantenga en operación por más de tres horas seguidas Casos prácticos para determinar la temperatura del conductor empleado: Se utiliza la tabla la tabla 310 – 16 de la Norma Oficial Mexicana NOM – 001 – SEDE – 2005, dependiendo si el conductor se encuentra dentro de canalización y la tabla 310 – 17 si el conductor se encuentra en canalización tipo charola

Si AI 100 se utiliza la columna de 60º C

Si AI 100 se debe de usar la columna de 75º

Determinación del conductor puesto a tierra (Neutro) Para ver de qué calibre debe de ser el conductor correspondiente al neutro de un transformador en una instalación de baja tensión se debe tomar en cuenta lo siguiente: Neutro:

Cargas normales o lineales, se elegirá un calibre igual al de los conductores de las fases.

Para las cargas no lineales de preferencia el calibre del neutro, debe de ser del 200% del calibre de las fases.

Motores De Baja Tensión 127V fraccionarios ( ¼ , ½ , ¾ Hp’s → 1Hp ) 220 V 1Hp 2Hp 5Hp … 50Hp 1φ 1φ 1φ 3φ 460 V 1-250 HP 4160 V 300-5000 hp APARATOS

Computadoras. Electrodomésticos. Telecomunicaciones Otros (copiadoras , etc.

127V



4

CARGAS AGRUPADAS Demanda máxima

P ≤ 25KW tarifa 2 → 220 / 127 P > 25KW tarifa 3 → 220 / 127

50KW ≤ p≤ 100KW tarifa 3 → 220 / 127 → preferible tarifa OM ya que la tarifa tres es inconveniente por antieconómica

OM → ordinaria media tensión

75KW; F.P. = 0.9 (-)

Tarifa HM → Horaria media tensión 100KW ≤ KWD ≤ 4000Kw

Los luminarias de alta intensidad de descarga (+ de 3 metros de altura) → 3

480=277V



5

cos3VIP

AV

PI

l

7.218)9.0)(220(3

75000

cos3

Ejemplo: Carga del edificio 2 (IPN – Esime) Salon: 10 luminarios de dos lámparas cada una FP=1.0 2*39Watts + 25% → 95.8W * 50 salones=4790(1.0)

4 contactos de 180 VA → 36001.0508.815

0.720 salones

1039083903600

Carga demandada = (factor de demanda)(carga instalada)

)(3 ll

lV

SI



6

AKV

KVAI lPRIMARIO 12.1

)23(3

45 A

KV

KVAI lPRIMARIO 118

)22.0(3

45

Ejemplo de cálculo de circuitos derivados: Luminarias de 4 lámparas de 32W Pérdidas de balastra de 22Wats f.p = 0.9(-) 100 luminarias, 10 luminarias por circuito 20 contactos dobles; 4 circuitos de contactos. Multiplicamos los watts consumidos por cada lámpara por el número de lámparas de cada luminaria y le agregamos las pérdidas de la balastra.

Watts15022128

.128432

Para el cálculo de la carga total, se multiplica la carga de cada circuito por el número de circuitos del mismo tipo.

2148023240101500

Calculamos la corriente que va a circular el circuito alimentador para determinar el calibre del conductor.

3

3

3

( )( )

3

3( )( )

L

L

L

S V I

S S

S V I

SI

V

3

3LL

LL

SI

V

3 3

3 3

( 3)( )

33

3

33

33 3

L

LL LL

L

LL LL

S SI

V V

S SI

V V



7

AI 64.62

9.01273

21480

Con base en la tabla 310-16 de la ―NOM-001-SEDE-2005‖ el calibre de conductor en cobre capaz de conducir esta cantidad de corriente es el calibre #6 AWG, por lo tanto los derivados serán:

Cable THW calibre 6 AWG Se realizan las mismas operaciones para tdeterminar el calibre del conductor de cada circuito derivado.

12.13

9.0127

1500I 10 derivados del calibre 14 AWG

Contactos dobles: 5 contactos dobles por circuito

S=180VA P=(S)(F.P)

WPP 1620101629.0180

A

V

PI 1732.14

9.0127

1620

)cos(

2 conductores derivados THW calibre 10 AWG

Los conductores deben de ser elegidos para una temperatura de 75º C debido a la protección termo magnética. Para que la caída de tensión sea aceptable los conductores no deben de exceder los 25 metros de longitud.

CARGAS CONTÍNUAS

Para calcular el valor de la protección termomagnética se debe considerar la carga continua al 125 por ciento.

AI 4.16)12.13)(25.1(

La corriente del termomagnético se saca por tabla 240-6 de la NOM-001-SEDE-2005 y se toma el valor más cercano, que en este caso es de 20 A. El conductor seleccionado es una cable de calibre #12AWG → por norma, es el calibre 14 AWG, pero por uso común se utiliza el calibre 10 ó 12AWG.

CALCULO DE LOS TERMOMAGNÉTICOS PARA CARGAS NO CONTINUAS.

Para el cálculo de la protección termomagnética de un circuito con cargas continuas y no continuas, se debe determinar tomando en cuenta la suma de toda la carga no continua más el 125% de la carga continua.

AI

I

T 20

7165.171732.1425.1

→ calibre #14 AWG



8

→ cédula de cableado

)arg(

)arg()arg(_%

adacfase

acfasefaseac

I

IIodesvalancede

→ el desblanceo debe de menor del 3%

continuaacPFcontinuanoacPFIa _arg%125.__arg.lim

AI A 68.22012.31025.1117.1441lim

Por tabla el interruptor termo magnético será de 225A

Ejemplo #2.- Canalizaciones Se propone un conductor por fase de calibre 250KCM Teniendo una temperatura ambiente máxima de 34º C; el Ftemp. = 0.94 Fagrupamiento = 0.8 → (de 4 – 6 conductores activos)

AFAFTII tablacorregida 32.21494.08.0285

AI

TFAF

II tabla

tablatabla 45.293

8.094.0

68.220

..

Usando la tabla 310 – 16 en la columna de 75º se usará un conductor de calibre 350 KCM, cuya corriente nominal es de: 310 A Usando la tabla 250 – 95 (capacidad del dispositivito del conductor de puesta a tierra) se determina que calibre de conductor se utilizara para la conexión de puesta a tierra del sistema. Para el ejemplo el calibre elegido para la puesta a tierra es calibre 2 AWG. Se determina con ayuda de la tabla 10-5 de la NOM (Ver anexo) la seccion transversal del conductor incluyendo el aislante: Calibre 350 kCM THW = 384 mm

2

Calibre 2 AWG THW = 86 mm2

(384 mm

2)(3 conductores) + (86 mm

2)(1conductor) = 1238 mm

2

20 → 12AWG 10 → 14 AWG T → 14AWG



9

Por las condiciones del problema, la canalización debe ocuparse a un factor de relleno del 40%; apoyándonos en la tabla 10 -4 de la NOM, podemos determinar que tamaño de tubería conduit es la que se va a emplear. Siguiendo con el ejemplo, la tubería a utlilizar es tubería conduit tipo pesado, a un cator de relleno del 40% y con una designación de 3 pulgadas (77,9 mm de diámetro) CIRCUITO DERIVADO:

contínuaaccontínuanoacIcapacidad _arg_%125__arg_%100

Factor de Temperatura: La temperatura de un conductor de 60º C es En el caso del calibre #12 AWG se tiene lo siguiente: S=3.307 I=25 A. La temperatura más alta registrada en la ciudad de México ha sido de 34º C, por lo que se toma en cuenta un factor de corrección para la corriente de acuerdo a ésta temperatura. Dicho factor lo encontramos en las tablas 310-16 y 310-17 de la NOM-001-SEDE-2005 Como se puede ver, en éste caso el factor de temperatura tendrá un valor de 0.94 Del mismo artículo, en la tabla 310-15(g) se tiene una tabla para los factores de agrupamiento (Ver Anexo).

Para el caso que nos interesa, el factor de agrupamiento es de 0.8, por lo que los cálculos que se realizan quedan de la siguiente manera:

AFFII ATtablacorregida 2.188.091.025

En el capítulo 10, la tabla 10-1 nos muestra los factores de relleno de la tubería conduit: (Ver anexo)

El factor de relleno se puede definir también de la siguiente manera:



10

)(int_

)(___

óncanalizaciernaÁrea

METALOAISLAMIENTsconductorelosdeAreaF relleno

Ejemplo #3.- Facturación en tarifa 3 de BT y tarifa OM de MT.

(Para consultar las tarifas vigentes, consulte la página en Internet de LFC ó CFE según corresponda) Facturar el pago de energía eléctrica de una pequeña industria con las siguientes cargas en la tarifa 3 de Baja tensión y O-M de Mediana Tensión. Lunes – Viernes = 16 Horas diarias Sábados – Domingos = 8 Horas diarias 52 Semanas al año de 12 meses.

Equipo Cantidad Potencia Fd kW totales kW x fd

Motor 4 20 HP 40 % 59,680 kW 23,872 kW

Motor 2 10 HP 40 % 14,920 kW 5,968 kW

Alumbrado - - 100% 10,000 kW 10 kW

Contactos - - 15% 10,000 kW 1,5 kW

Otras Cargas - - 20% 15,000 kW 3 kW

Demanda 44,34 kW

Calculando el mes promedio:

Mes promedio =52

12

semanas

meses

Mes promedio = 4,33 semanas Horas a la semana = [(16 hrs.)(5 días)] + [(8 hrs.)(2 días)] = 96 horas por semana Horas al mes = (4.33 semanas)(96 horas por semana) = 415.68 horas al mes Calculando el consumo de un mes: kWh en un mes = (Demanda)(horas al mes) kWh/mes = (415.68 horas al mes)( 44,34 kW) = 18431,251 kWh/mes FACTURACIÓN CON LA TARIFA 3 DE BT. Demanda máxima = 44.34 kWh Consumo = 18432 W Cargo x Demanda = (44.32)(194.97) = $8644,97 Cargo x kW = (18432)(1,228) = $22634,5



11

Sub total= $8644,97 + $22634,5 = $31279,47 Total = sub total + 15 % IVA = $31279,47 + $4691,92 = $35971,39

Total = $35971,39 FACTURACIÓN CON LA TARIFA O –M DE MT. Demanda máxima = 44.34 kWh Consumo = 18432 W Cargo x Demanda = (44.32)(118.72) = $5264,05 Cargo x kW = (18432)(0.885) = $16312,32 Sub total= $5264,05+ $16312,32= $21576,364 Total = sub total + 15 % IVA = $21576,364+ $3236,454 = $24812,82

Total = $24812,82

Ahorro mensual al contratar en mediana tensión (Tarifa O – M )

$ 11 160.00



12

METODOS PARA CALCULAR CAIDA DE TENSION.

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección mínima normalizada que satisface simultáneamente las 3 condiciones siguientes:

a) Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento. La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen permanente no deberá superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable. b) Criterio de la caída de tensión. La circulación de corriente a través de los conductores, ocasiona una perdida de potencia transportada por el cable, y una caída de tensión o deferencia entre las tensiones en el origen y extremo de la canalización. Este criterio suele ser el determinante cuando las líneas son de larga longitud por ejemplo en derivaciones individuales que alimenten a los últimos pisos en un edificio de cierta altura. c) Criterio de la intensidad de corto circuito. Este criterio, aunque es determinante en instalaciones de alta y media tensión no lo es en instalaciones de baja tensión ya que por una parte de las protecciones de sobre intensidad limitan la duración del corto circuito a tiempos muy breves, y además las impedancias de los cables hasta el punto de corto circuito limitan la intensidad de corto circuito.

Cálculo de caídas de tensión. La expresión que se utiliza para el cálculo de caída de tensión que se produce en una línea se obtiene considerando el circuito equivalente de una líneas corta (inferior a unos 50Km.), mostrado en la figura siguiente, unto con su diagrama.



13

Donde: Φ es el ángulo cuyo coseno es el factor de potencia. U1 es la tensión del sistema. U2 es la caída de tensión. R es la resistencia del conductor. X reactancia del conductor. I es la corriente que fluye en el conductor. EJERCICIO:

V=127V L=30m Calibre: 12 AWG R=6.6 Ω/1000 metros XL=0.177Ω/1000 metros

84.252.13 I

S=3.307 mm2

31031.5198.0

1000

30177.0

1000

306.6jjjXRZ LLL

La impedancia en la carga es la siguiente:

84.2562.9

84.252.13

127

I

VZC

La impedancia total del sistema es la siguiente:

)84.258.9(

19.485.8)84.2562.9()1031.5198.0( 3

jjZZZ CLT

CA



14

A

Z

VI 36.2596.12

3634.258.9

127

VoltsIZV CCac 4765.0656.12436.2596.1284.2562.9arg

%021.20127

48.066.1240127100%

S

RS

V

VVe

EJERCICIO 2:

L=75 m 1 conductor por fase de calibre 500 KCM R=0.120Ω XL=j0.131Ω CALCULAR: %e; por el método de impedancias y por el método del libro rojo de la IEEE

51.470133241.0

009825.0009.01000

75131.0

1000

75120.0

jjjXRZ LLL

La impedancia en la carga es la siguiente:

0754976.0

94.0310

220

T

CFI

VZ

La impedancia total del sistema es la siguiente:

009825.0763976.0

7368.07540.0)51.47013324.0()00754976.0(

j

ZZZ CLT

A

Z

VI 7368.094234.287

7368.0757.0

220

VoltsIZV CCac 7368.039.2177368.094234.287754976.0arg

%744.10220

7368.039.2170220100%

S

RS

V

VVe

Por el libro rojo de la IEEE.

71.07096.0310

220

tabla

CI

VZ

7674.07163.07564.0088.550117.0 CT ZZZ



15

AI 7674.013.3077674.07163.0

220

99.2197674.013.3077674.07163.0 CCC IZV

00454.0100

220

99.219220%

e

Por la tabla 4 A – 7 del libro rojo de la IEEE (Ver Anexo)

1m = 0.3034 ft

ft

lR

1000

)(0378.0

ft

lX l

1000

)(0491.0

0093.01000

28.3750378.0

ft

m

ftm

R

0121.01000

28.3750491.0

ft

m

ftm

X L

68.220alI

LLLR XjIRIVVs 0

)0121.0(84.2568.220)0093.0(84.2568.2200127 jVs

66.001.130 Vs

100127

12701.130%

R

R

V

VVse

37.2% e

senIXIRe LL cos

01.38.2568.220121.09.25cos68.2200093.0 sene

%37.2100127

01.3% e



16

MOTORES.

Tabla 1 características de los motores comerciales de inducción de jaula de ardilla de

acuerdo con la clasificación en letras NEMA.

Clase NEMA

Par de arranque (# de veces el

nominal)

Corriente de Arranque

Regulación de Velocidad

(%)

Nombre de clase Del motor

A B C D F

1.5-1.75 1.4-1.6 2-2.5

2.5-3.0 1.25

5-7 4.5-5 3.5-5 3-8 2-4

2-4 3.5 4-5

5-8 , 8-13 mayor de 5

Normal De propósito general De doble jaula alto par De alto par alta resistencia De doble jaula, bajo par y baja corriente de arranque.

*Los voltajes citados son para el voltaje nominal en el arranque.

MOTORES TRIFÁSICOS

TENSIÓN DEL SISTEMA TENSIÓN NOMINAL DEL MOTOR

CAPACIDADES TÍPICAS

220 220 1-50 HP

480 460 1-250 HP

4160 4000 250-5000 HP

13800 13800 10000 HP

CORRIENTE NOMINAL DE UN MOTOR.

FPV

HPI

LL

N3

746

= EFICIENCIA 85-93%

CUANDO NO SE CUENTA CON EL FACTOR DE POTENCIA (FP) Y LA EFICIENCIA ( ) SE ASUME PARA

EFECTOS DE CÁLCULO QUE:

KVAHP 11

PARA UN CALCULO MAS ACORDE CON LA NORMA NOM-001-SEDE-2005, LA CORRIENTE NOMINAL DEL MOTOR SE CONSIDERA DE LA TABLA 430-150 DE LA NORMA APLICABLE PARA ESTE CURSO. ASÍ MISMO LA CORRIENTE A ROTOR BLOQUEADO SE CONSIDERA DE LA TABLA 430-7(b) DE LA MISMA NORMA.

http://www.monografias.com/

http://www.monografias.com/



17

EJEMPLO: Se tiene un motor de 100 hp, en un sistema de 480 V; Calcular la corriente al arranque ― RBI ‖ y la

corriente nominal ― NI ‖, motor con letra de código ―D‖.

Suponiendo que: FP=0.85, 9.0

AIN 39.122

9.085.04603

746100

Por otra parte, tomando como consideración KVAHP 11 :

A

KV

KVAIN 51.125

460.03

100

MÉTODO UTILIZADO NORMALMENTE. DE ACUERDO A LA TABLA 430-150 PARA UN MOTOR DE 100 HP, SE TIENE QUE:

AIN 124 A 460 V

Para determinar la corriente de arranque (corriente a rotor bloqueado), se considera la tabla 430-7(b) y así se tiene que:

LETRA DE CÓDIGO KVA POR KW A ROTOR BLOQUEADO

KVA POR CP A ROTOR BLOQUEADO

―D‖ 2.99-3.35 4.00-4.49

Para no errar en la selección del valor y afectar los cálculos, se considera el valor mayor, y así se tiene que:

AAII NRB 76.55612449.449.4



18

AJUSTE DEL RELEVADOR DE SOBRECARGA.

PCOLPC

AJUSTE

III 15.1

FACTOR DE SERVICIO: porciento de sobrecarga mecánica permitida en un motor. Sí: F.S =1.0 no se puede sobrecargar mecánicamente al motor y se tiene entonces que:

NOL II 15.1

EJEMPLO: Se tiene un motor de 50 hp, en un sistema de 480 V; encuéntrese el ajuste del relevador de sobrecarga.

La ― PCI ‖ se considera de la tabla 430-150, así:

PCOLPC

AJUSTE

III 15.1

AIA OL 55.7465

SE AJUSTA A PCI25.1 , CUANDO SE TIENEN MOTORES CON FACTOR DE SERVICIO DE 1.15,

ENTONCES SE TENDRÁ:

PCOLPC

AJUSTE

III 25.1

EJEMPLO: conforme a la tabla 430-152, seleccione los ajustes del interruptor termomagnético (I.T.M) en sus partes instantánea y de tiempo inverso. Verifique que no dispare al arranque, si la letra es ―D‖.

PCTM II 25.1

Interruptor automático de disparo instantáneo = PCI%800

Interruptor automático de disparo en tiempo inverso = PCI%250

Corriente de disparo instantáneo = A520658

Corriente de disparo en tiempo inverso = A5.162655.2

EJEMPLO: se tiene el siguiente centro de control de motores:



19

T.G.N

M

M

M

M

I.T.M

480V

I.T.M

O.L

50 HP

100 HP

F.S=1.0, LETRA ―D‖

200 HP

300 HP

De la tabla 430-150 se determina la PCI y así se tiene que:

AIPC 124

Selección del rango de operación del relevador de sobrecarga:

Sí: F.S=1.0

PCOLPC

AJUSTE

III 15.1

3.142124

12415.1124

OL

OL

I

AI

Cálculo del alimentador:

AII PCCOND 15512425.125.1

De la tabla 310-16 se selecciona el conductor a 75ºC y así se tiene que:

AI

AFTF

II PCPC

CORREGIDA 89.16494.0

155

0.194.0..

De tal manera que se selecciona un conductor con calibre 2/0 el cual soporta hasta 175A

máximo.



20

De acuerdo a la tabla 240-6 se selecciona el I.T.M, así se escoge un interruptor tripular de (3x175A)

De la tabla 430-152, se tiene que el valor máximo o ajuste para el dispositivo de protección contra cortocircuito y falla a tierra del circuito derivado del motor:

Para disparo instantáneo = PCI%800

AAII PCINST 99212488

Comprobando el disparo a este ajuste:

Como el I.T.M es de 175 A y ajustado a 5 veces:

9928751755 sí protege.

De tal forma que se requiere un I.T.M de 3x175A, y protegerá adecuadamente contra cortocircuito siempre y

cuando no se ajuste a mas de 5 veces en disparo magnético.

Se verifica que el I.T.M no dispare al arranque, letra de código ―D‖ para 100 hp.

De la tabla 430-7(b) se tiene: 49.40.4 ARRANQUEKVA

Así: 44910049.4

HPKVA

BLOQUEADOROTOR

875563

56346.03

449

3

.

RB

LL

BR

RB

I

AV

KVAI

NO DISPARA.

Determinando el I.T.M del alimentador al tablero:

RESTANTESMOTORESPCCCM III

MASGRANDEDELMOTOR

25.1

De la tabla 430-150 se tienen las corrientes de los motores restantes:

AI

AHP

AHP

AHP

AHP

CCM 25.8802401246536125.1

361300

240200

124100

6550



21

Se selecciona el interruptor normalizado cercano a esta corriente y es de 1000A, así el I.T.M es de 3x1000A

Cálculo del alimentador:

Se ocupa tubería conduit y se puede calcular a 880.25A, pero se prefiere a 1000A por futuras ampliaciones en el sistema. Como no se tiene disponible un conductor que soporte esta corriente, entonces se utilizan conductores seccionados, así se divide la corriente en 3 conductores por fase:

AA

I 33.3333

1000

Usando 3 tubos, con 3 conductores en el interior de cada uno de ellos, se tiene:

AAFTF

II ALIM

C 2.3540.194.0

33.333

..º75

Se seleccionan 9conductores calibre 500Kcm, con una ampacidad (capacidad de conducción de corriente) máxima de 380A.

CORRIENTE DE MAGNETIZACION INRUSH. La corriente de magnetización Inrush es una condición transitoria que ocurre cuando se energiza un transformador, cuando el voltaje aumenta repentinamente después de haber aislado una falla y el sistema se restablece, ó cuando se energizan dos transformadores en paralelo. Esta corriente fluye solo de la fuente hacia el transformador (Sin fluir fuera de el) razón por la que aparece como una corriente diferencial. Sin embargo, esto no es una condición de falla y el relé debe permanecer estable durante este transitorio. La corriente inrush puede aparecer en las tres fases y en el neutro aterrizado del transformador, su magnitud y duración dependen de factores externos y de diseño como:

Impedancia de la fuente de alimentación.

Capacidad del transformador.

Localización del devanado energizado (Interno o externo) con respecto al núcleo laminado.

Conexión de los arrollamientos.

Punto de la onda de CA donde se cierran los contactos del interruptor que energiza al transfortmador.

Características magnéticas del nucleo

Remanencia del nucleo.

Uso de resistores de preinserción.

Restableciemiento súbito de voltaje. Después de haber aislado una falla.

Energización en paralelo de transformadores. La impedancia de la fuente de alimentación y la reactancia del núcleo en el devanado energizado determinan la magnitud de la corriente Inrush cuando el núcleo se satura. Sin embargo, la probabilidad de que se presente la máxima corriente Inrush es muy baja. La capacidad del transformador define en gran medida la duración y magnitud de la corriente Inrush. La constante de tiempo para este transitorio utilizada con gran aproximación en cálculos, es de 0.1 seg. para transformadores con capacidades menores a 100 kVA y arriba de o.1 seg. para transformadores de mayor capacidad,. Se ha observado que en transformadores de gran capacidad, la corriente inrush aún permanece después de 30 min. de haberse energizado.



22

En transformadores de núcleo acorazado, la magnitud de la corriente inrush es mayor en el devanado interno que en el externo. En el primer caso la corriente Inrush alcanza valores de 10 a 20 veces la corriente nominal, mientras que en el segundo, de 5 a 10 veces. Usualmente, el devanado de alto voltaje es externo y el de bajo voltaje es interno. El valor de la corriente Inrush depende del punto en la onda de CA donde se cierran los polos del interruptor. El máximo valor de la corriente Inrush se presenta cuando el interruptor cierra sus polos en el momento en que el voltaje es cero y el nuevo flujo magnético de la corriente inrush toma la misma dirección que el flujo remanente. La corriente Inrush es pequeña cuando los flujos toman direcciones opuestas. La energización de grandes transformadores de potencia usualmente se realiza mediante el cierre simultaneo de lo tres polos de un interruptor, dejando al azar el instante de la conexión, este proceso origina la presencia de grandes corrientes inrush qe pueden presentarse en las tres fases y en el neutro aterrizado. La corriente Inrush es diferente en cada fase del transformador, debido a que en sistemas trifásicos las ondas de voltaje correspondientes a las fases están separadas 120° eléctricos y el cierre del interruptor de potencia es simultaneo en los tres polos, por lo que en el momento del cierre del interruptor, las tres ondas de voltaje se encuentran en diferentes puntos. Cuando ocurre una falla en un sistema de potencia el voltaje disminuye rápidamente hasta llegar a cero al aislarse la falla, sin embargo, cuando se restablece el sistema, el voltaje aumenta repentinamente hasta su valor nominal, repitiéndose un proceso similar al de energización inicial. Sin embargo, al ser muy rápido el proceso de reestablecimiento de energía, La corriente Inris es menor que la inicial. Cuando un segundo transformador de potencia es energizado en paralelo con otro que esta en servicio, se presenta una corriente inrush en el primer transformador de menor valor al de la energización inicial. COMETODOS PARA INHIBIR LA OPERACION DE LA PROTECCION DIFERENCIAL ANTE LA PRESENCIA

DE UNA CORRIENTE INRUSH. Los relevadores diferenciales en la actualidad utilizan varios métodos para discriminar fallas internas de transitorios como la corriente Inrush e inhibir su operación. Los más usados son: Bloqueo en energización.- Se bloquea la operación del relé en el momento de energizar al transformador de potencia, a través de una señal de posición del interruptor que alimenta al transformador y/o de la presencia de voltaje-corriente. El tiempo de bloqueo debe ser ligeramente mayor al que permanece la corriente Inrush. Sin embargo, debido a que es muy difícil predecir este tiempo y considerando que es variable en cada energización, este método no es suficiente para evitar la operación en falso de la protección. Bloqueo por 2a. armónica.- Después de analizar detalladamente las características de la corriente Inrush que se presenta cuando energizamos un transformador, se ha encontrado que presentan un gran contenido de 2a armónica con respecto a la fundamental. Este contenido de 2a armónica con respecto a la fundamental es de 30% ó mas en el primer ciclo de la corriente Inrush, lo cual es usado para identificar la presencia del fenómeno inrush y prevenir la operación del relé. El contenido de 2a armónica de una corriente diferencial es comparada con la fundamental de esa misma corriente diferencial y si es mayor al límite ajustado, entonces se considera una condición de Inrush y se inhibe la operación del relé. Bloqueo por distorsión en la forma de onda.- Otro método para discriminar corrientes por fallas internas de corrientes Inrush, es identificar el tipo de distorsión que se presenta en la forma de onda de la corriente diferencial. Cuando se presenta una corriente diferencial debido al fenómeno Inrush, la corriente es totalmente asimétrica y el intervalo de tiempo en el cual se presentan los picos de la onda, es mucho mayor al intervalo de



23

Fig. No. 6. Discriminación de corrientes diferenciales ocasionadas por falla interna o por fenomeno Inrush

(A) CORRIENTE INRUSH

Limite

Negativo.

Positivo

Limite

I OP

T

(B) CORRIENTE DE FALLA INTERNA

Negativo.

Limite

Limite

Positivo

OPI

T

T > 1/4 DE CICLO T < 1/4 DE CICLO

T

T

T > 1/4 DE CICLO SE ASUME UNA CORRIENTE INRUS Y EL RELE SE BLOQUEA

T < 1/4 DE CICLO SE ASUME UNA COORIENTE DE FALLA INTERNA

tiempo para una falla interna. En la Fig. 1-A se muestra la forma de onda para una corriente diferencial debida al fenómeno Inrush y en la Fig. 1-B se muestra una corriente diferencial debida a un falla interna. La corriente diferencial es comparada con un limite positivo y un negativo de igual magnitud (Ver Fig.6), los cuales son definidos desde el diseño del relé, el intervalo de tiempo en el cual la onda pasa consecutivamente por los limites, es una indicación de la forma de onda. Este intervalo de tiempo en la onda es comparado con un cuarto de ciclo, de manera que si T es mayor a un cuarto de ciclo, se asume una corriente Inrush y el rele se bloquea, si T es menor a un cuarto de ciclo, el relé opera.

Los dos métodos anteriores para discriminar corrientes diferenciales son empleados en los relés diferenciales incrementando así la estabilidad y presición.



24

TRANSFORMADORES Potencias Normalizadas • Transformadores de distribución (Pueden ir montados en postes) Estos transformadores están diseñados básicamente donde la distribución de energía es aérea. La utilización convencional de este tipo de transformadores es para el área de distribución ya sea urbano o rural. 15 kVA 30 kVA Valores preferentes para distribución 45 kVA

75 kVA 112.5 kVA • Transformadores de distribución (instalados en inmuebles) Estos transformadores tienen su aplicación principal en comercios, pequeña y mediana industria. 112.5 kVA

225 kVA 127

22000023

300 kVA • Transformadores tipo Estación (media potencia) Estos transformadores tienen, por lo general son ara la distribución a redes de media potencia en áreas de alta densidad de carga. 500 kVA

750 kVA

127220

277480

00023

1 000 kVA

1 250 kVA

277

48000023

1 500 kVA

2 000 kVA • Transformadores de potencia y de gran potencia

http://www.monografias.com/Computacion/Redes/

http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml



25

Se emplean en subestaciones de transmisión, subtransmisión y grandes complejos industriales. Sus usuarios principales son empresas de generación y transmisión de electricidad e industria petrolera. 3 000 5 000 Transformadores de potencia 10 000 20 000 30 000 Transformadores de gran potencia 60 000 100 000 En las subestaciones de tipo interior se usa solamente aislantes de alto punto de flamabilidad como los es el silicón a 300

0C

Subestación típica

Diagrama eléctrico de una subestación típica



26

Ej. Datos de un Transformador de 300 kVA • Capacidad 300 kVA

• Relación de transformación 127

22000023 V

• Conexión: delta-estrella • Diagrama vectorial:

• Tipo de enfriamiento: OA (sumergido en aceite con enfriamiento propio) • Elevación de temperatura: 55

0C, 65

0C, 55

0/65

0C

Otra solución para usar en tipo interior son los transformadores tipo seco o encapsulado en resina epóxica: • Tipo seco: Distancias al aire y aislamiento tipo OA • Tipo encapsulado: Las bobinas están embebidas en epoxy Norma de faseo 1) Izquierda a derecha ABC 2) Arribe a abajo ABC 3) Frente a atrás ABC



27

Ejemplo 1:

Corrientes de línea y de fase del lado primario:

A

V

SI

LL

PL65.37

233

1500

3

AI

I LP

P 75.213

65.37

3

Corrientes de línea y de fase del lado secundario:

A

V

SII

LL

SSL21.1804

48.03

1500

3



28

TR: 1500 kVA

27748000023

83277

00023a

Si N2=10

N1=?

830108321

2

1 aNNN

Na

AP

T

Z

ZZ 06.0

AIAI 180475.21 21

V1=23 000V

ZAPARENTE=Impedancia reflejada bajo condiciones de carga total

47.057175.21

00023

1

1

I

VZAP



29

AIIILSS 18042

AI

II LP

P 75.213

1

47.057175.21

00023

1

1

I

VZAP

42.63105706.006.0 T

AP

T ZZ

ZZ

AZ

VI

T

6.36242.63

0002311

12

1

2 aIII

Ia

AI 4.091306.362832

PL CCP IAII 95.62736.36231

SL CCS IAII 4.091302



30

Comprobación en forma directa:

%Z=6

06.0100

%

ZZ

A

V

kVAI

LL

PN65.37

233

5001

3

A

V

kVAI

LL

SN22.1804

48.3

5001

3

AZ

II N

P

P

CC 5.62706.

65.37

AZ

II N

S

P

CC 3.0703006.

22.1804

Bajo CC:

VVZ

VCC 13800002306.0100

%2

AZ

VI

T

CC 75.2144.63

13802



31

Ejemplo 2: Un transformador de 1 000kVA, relación 23 000-480/277 y %Z=5.76 Calcular: A) Corriente de línea primaria y secundaria B) Z aparente desde el lado primario C) Z total del lado primario y lado secundario D) I de corto circuito del lado primario y del lado secundario

83277

00023

2

1 V

Va

A)

A

V

SI

LL

P 1.25233

0001

3

A

V

SI

LL

SN81.1202

48.3

0001

3

B)

AI f 5.143

1.25

14.15875.14

00023

I

VZ

10076.5%AP

TP

Z

ZZ

41.91

100

14.157876.5

100

76.5 APTP

ZZ

VV f 2773

480

2302.081.1202

277APSZ

01326.0

100

2302.076.5TSZ

D)

• Primario:

AZ

VI

TP

CC 61.25141.91

00023

AIL 8.43561.2513



32

Comprobación:

AZ

II N

L

L

CC 76.4350576.0

1.25

• Secundario:

AZ

VI

TS

CC 9.8892001326.0

277

Comprobación:

AZ

II N

L

L

CC 1.882200576.0

81.1202

Protección Contra Sobrecorriente de Transformadores de M. T. Y B. T. Del Articulo 450 de la NOM-001-SEDE-2005 tenemos lo referente a transformadores y bóvedas para transformadores, de ahí tomamos la Tabla 450-3(a)(1) sobre Transformadores de más de 600V que se muestra a continuación que nos muestra el máximo ajuste para el dispositivo de protección para sobrecorriente:



33

• Limitador de corriente: Uso en interiores (Tecnología plata-arena) Fusibles de Media Tensión • Expulsión de gases



34

La planificación, el diseño y la operación de los sistemas eléctricos de potencia, requiere de acuciosos

estudios para evaluar su comportamiento, confiabilidad y seguridad. Estudios típicos que se realizan

son: flujos de potencia, estabilidad, coordinación de protecciones, cálculo de cortocircuito, etc. Un

buen diseño debe estar basado en un cuidadoso estudio en que se incluye la selección de voltaje,

adecuado tamaño del equipamiento y selección apropiada de protecciones.

La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que represente al sistema de

potencia, generalmente establecido en la etapa de proyecto. Los estudios de cortocircuito son típicos

ejemplos de éstos, siendo esencial para la selección de equipos, y el ajuste de sus respectivas

protecciones.

La duración del cortocircuito es el tiempo en

segundos o ciclos durante el cual, la corriente de

cortocircuito circula por el sistema. El fuerte

incremento de calor generado por tal magnitud de

corriente, puede destruir o envejecer los aislantes del

sistema eléctrico, por lo tanto, es de vital

importancia reducir este tiempo al mínimo mediante

el uso de las protecciones adecuadas.

• Corto circuito en falla 1

00010BkVA

23BkV

A

kV

kVAI

B

BB 251

233

00010

3

9.52251

300023

B

BB

I

VZ

..01.00000001

00010up

kVA

kVAX

SIST

BSIST



35

MVABaseXT 30%121 ..04.0

00030

00010

100

12

100

121

upkVA

kVAX

PROPIOS

BT

..1089.19.52

1.0 3

1upx

Z

XX

B

L

LT

..05189.01089.104.001.0 3

1upxX F

..27.1905189.0

0.1

1

1up

X

VI

F

A

FN

Para 23 kV

AIB 251

AIII BFCC 483725127.191

El fabricante ofrece un fusible de 1 000 MVA

..837410225

233

0000001KOAAIFUS

Con los dos transformadores

1TX //2T

X =0.02

..03189.01089.102.001.0 3

1upxX F

..35.3103189.0

0.1

1

1up

X

VI

F

A

FN

Para 23 kV

AIB 251

AIII BFCC 787025135.311

El fabricante ofrece un fusible de 1 000 MVA



36

..787010225 KOAAIFUS

• Corto circuito en falla 2

00010BkVA

48.2BkV

..575.00001

00010

100

75.5

100

75.53

upkVA

kVAX

PROPIOS

BT

..606.0576.003189.0312

upXXX TFF

..64.1606.0

0.1

2

1up

X

VI

F

A

FN

Para 0.48 kV

A

kV

kVAI

B

BB 02812

48.3

00010

32

AIII BFCC 725190281264.1222

Método del bus infinito:

AI S 2001

48.3

0001

AZ

II S

CC 000200575.0

2001

10



37

0006023

0000000200010

2

TB

SISTB

kVAkV

kVAkVA

A

kV

kVAI

B

BB 251

233

00010

3

9.52251

300023

B

BB

I

VZ

..005.00000002

00010up

kVA

kVAX

SIST

BSIST

..023.000060

00010

100

14

100

142

upkVA

kVAX

PROPIOS

BT

..1089.19.52

1.0 3

1upx

Z

XX

B

L

LT

..0289.01089.1023.0005.0 3

1upxX F

..5.330298.0

0.1

1

1up

X

VI

F

A

FN

AIII BFCC 84222515.331

..842210225 KOAAIFUS



38

Criterios de protección de Media – Baja

Criterios de protección de Media - Baja



39

ANEXO.

TABLAS DE LA NOM-001-SEDE-2005 Y DEL LIBRO ROJO DE LA IEEE.



40

TABLA 10-5. Dimensiones de los conductores aislados y cables de artefactos

Tipos: AFF, FFH-2, RFH-1, RFH-2, RH, RHH*, RHW*, RHW-2*, RHH, RHW, RHW-2, SF-1, SF-2, SFF-1, SFF-2, TF, TFF, XF, XFF

Tipo Tamaño o designación Diámetro Aprox.

mm

Area Aprox.

mm2

mm2 AWG

RFH-2

FFH-2

0,824 18 3,45 9,44

1,31 16 3,76 11,1

RH 2,08 14 4,14 13,5

3,31 12 4,62 16,8

RHW-2, RHH

RHW

RH, RHH

RHW

RHW-2

2,08 14 4,90 18,9

3,31 12 5,38 22,8

5,26 10 5,99 28,2

8,37 8 8,28 53,9

13,3 6 9,25 67,2

21,2 4 10,5 86,0

26,7 3 11,2 98,1

33,6 2 12,0 113

42,4 1 14,8 172

53,5 1/0 15,8 196

67,4 2/0 16,97 226,13

85,0 3/0 18 263

107 4/0 19,8 307

127 250 22,7 406

152 300 24,1 457

177 350 25,4 508

203 400 26,6 557

253 500 28,8 650

304 600 31,6 783

355 700 33,4 875

380 750 34,2 921

405 800 35,1 965

456 900 36,7 1057

507 1 000 38,2 1143

633 1250 43,9 1515

760 1500 47,0 1738

887 1750 49,9 1959

1 010 2 000 52,6 2175

SF-2, SFF-2

0,824 18 3,07 7,42

1,31 16 3,38 8,97

2,08 14 3,76 11,1

SF-1, SFF-1 0,824 18 2,31 4,19

RFH-1, AF, XF, XFF 0,824 18 2,69 5,16

AF, TF, TFF, XF, XFF 1,31 16 3,00 7,03

AF, XF, XFF 2,08 14 3,38 8,97

Tipos: AF, RHH*, RHW*, RHW-2*, THW, THW-2, TFN, TFFN, THWN, THWN-2, XF, XFF

RHH*, RHW*, RHW-2*

AF, XF, XFF

RHH*, RHW*, RHW-2*

2,08 14 4,14 13,5

3,31 12 4,62 16,8

5,26 10 5,23 21,5



41


mm

Area Aprox.

mm2

mm2 AWG

8,37 8 6,76 35,9

TW,

THHW, THHW-LS

THW, THW-LS

THW-2

2,08 14 3,38 8,97

3,31 12 3,86 11,7

5,6 10 4,47 15,7

8,37 8 5,99 28,2

TW

THW

THW-LS

THHW

THHW-LS

THW-2

RHH*

RHW*

RHW-2*

13,3 6 7,72 46,8

21,2 4 8,94 62,8

26,7 3 9,65 73,2

33,6 2 10,5 86,0

42,4 1 12,5 123

53,5 1/0 13,5 143

67,4 2/0 14,7 169

85,0 3/0 16,0 201

107 4/0 17,5 240

127 250 19,4 297

152 300 20,8 341

177 350 22,1 384

203 400 23,3 427

253 500 25,5 510

304 600 28,3 628

355 700 30,1 710

380 750 30,9 752

405 800 31,8 792

456 900 33,4 875

507 1 000 34,8 954

633 1250 39,1 1 200

760 1500 42,2 1400

887 1750 45,1 1598

1 010 2 000 47,8 1795

TFN

TFFN

0,824 18 2,13 3,55

1,31 16 2,44 8,58

THHN

THWN

THWN-2

2,08 14 2,82 6,26

3,31 12 3,30 8,58

5,26 10 4,17 13,6

8,37 8 5,49 23,6

13,3 6 6,45 32,7

21,2 4 8,23 53,2

26,7 3 8,94 62,8

33,6 2 9,75 74,7

42,4 1 11,3 100

53,5 1/0 12,3 120

67,4 2/0 13,5 143

85,0 3/0 14,8 173



42


mm

Area Aprox.

mm2

mm2 AWG

107 4/0 16,3 209

127 250 18 256

152 300 19,5 297

Tipos: FEP, FEPB, PAF, PAFF, PF, PFA, PFAH, PFF, PGF, PGFF, PTF,

PTFF, TFE, THHN, THWN, THWN-2, ZF, ZFF

THHN

THWN

THWN-2

177 350 20,8 338

203 400 21,9 378

253 500 24,1 456

304 600 26,7 560

355 700 28, 638

380 750 29,4 677

405 800 30,2 715

456 900 31,8 794

507 1 000 33,3 870

PF, PGFF, PGF, PFF

PTF, PAF, PTFF, PAFF

0,824 18 2,18 3,74

1,31 16 2,49 4,84

PF, PGFF,

PGF, PFF, PTF

PAF, PTFF, PAFF,

TFEFEP, PFA,

FEPB, PFAH

2,08 14 2,87 6,45

TFE, FEP

PFA, FEPB

PFAHI

3,31 12 3,35 8,84

5,26 10 3,96 12,3

8,37 8 5,23 21,5

13,3 6 6,20 30,2

21,2 4 7,42 43,3

26,7 3 8,13 51,9

33,6 2 8,94 62,8

Tipos: PAF, PFAH, TFE, Z, ZF, ZFF

TFE

PFA

PFAH, Z

42,4 1 10,7 90,3

53,5 1/0 11,7 108

67,4 2/0 12,9 131

85,0 3/0 14,2 159

107 4/0 15,7 194

ZF, ZFF 0,824 18 1,93 2,90

1,31 16 2,24 3,94

Z, ZF, ZFF

2,08 14 2,62 5,35

3,31 12 3,10 7,55

5,26 10 3,96 12,3

8,37 8 4,98 19,50

13,3 6 5,94 27,7

21,2 4 7,16 40,3

26,7 3 8,38 55,2

33,6 2 9,19 66,4



43


mm

Area Aprox.

mm2

mm2 AWG

42,4 1 10,21 81,9

Tipos: XHH, XHHW, XHHW-2, ZW

XHH, ZW

XHHW-2

XHH

2,08 14 3,38 8,97

3,31 12 3,86 11,68

5,26 10 4,47 15,68

8,37 8 5,99 28,19

13,3 6 6,96 38,06

21,2 4 8,18 52,52

26,7 3 8,89 62,06

33,6 2 9,70 73,94

XHHW

XHHW-2

XHH

42,4 1 11,23 98,97

53,5 1/0 12,24 117,74

67,4 2/0 13,41 141,29

85,0 3/0 14,73 170,45

107 4/0 16,21 206,26

127 250 17,91 251,87

152 300 19,30 292,64

177 350 20,60 333,29

203 400 21,79 373,03

253 500 23,95 450,58

304 600 26,75 561,87

355 700 28,55 640,19

380 750 29,41 679,48

405 800 30,23 1362,71

456 900 31,85 796,84

Tipos: KF-1, KF-2, KFF-1, KFF-2, XHH, XHHW-2, ZW

XHHW

XHHW-2

XHH

507 1 000 33,3 872,19

633 1250 37,6 1108

760 1500 40,7 1300

887 1750 43,6 1492

1 010 2 000 46,3 1682

KF-2

KFF-2

0,824 18 1,60 2,00

1,31 16 1,91 2,84

2,08 14 2,29 4,13

3,31 12 2,77 6,00

5,26 10 3,38 8,97

KF-1

KFF-1

0,824 18 1,45 1,68

1,31 16 1,75 2,39

2,08 14 2,13 3,55

3,31 12 2,62 5,35

5,26 10 3,23 8,19

TABLA 10-8.- Propiedades de los conductores

Tamaño o Conductores Resistencia a la c.c. a 75C



44

designación Alambres componentes

Dimensiones totales Cobre Aluminio

mm2 AWG kcmil

Cantidad Diámetro

mm

Diámetro

Mm

Area

mm2 Sin estañar

/km

Estañado

/km

/km

0,824

0,824

18

18

1

7

1,02

0,381

1,02

1,17

0,82

1,07

25,5

26,1

26,5

27,7

1,31

1,31

16

16

1

7

1,29

0,483

1,29

1,47

1,31

1,70

16,0

16,4

16,7

17,4

2,08

2,08

14

14

1

7

1,63

0,61

1,63

1,85

2,08

2,70

10,1

10,3

10,5

10,7

3,31

3,31

12

12

1

7

2,05

0,762

2,05

2,34

3,32

4,29

6,33

6,50

6,59

6,73

5,26

5,26

10

10

1

7

2,59

0,965

2,59

2,95

5,26

6,82

3,97

4,07

4,13

4,23

8,37

8,37

8

8

1

7

3,26

1,24

3,26

3,71

8,37

10,8

2,51

2,55

2,58

2,65

13,3

21,2

26,7

6

4

3

7

7

7

1,55

1,96

2,21

4,67

5,89

6,60

17,2

27,3

343

1,61

1,01

0,804

1,67

1,05

0,833

2,65

1,67

1,32

33,6

42,4

53,5

2

1

1/0

7

19

19

2,46

1,68

1,88

7,42

8,43

9,45

43,2

55,9

70,1

0,636

0,505

0,400

0,659

0,525

0,417

1,05

0,830

0,659

67,4

85,0

107

2/0

3/0

4/0

19

19

19

2,13

2,39

2,69

10,6

11,9

13,4

88,5

112

141

0,317

0,252

0,199

0,331

0,261

0,205

0,522

0,413

0,328

127

152

177

250

300

350

37

37

37

2,08

2,29

2,46

14,6

16,0

17,3

168

201

235

0,169

0,141

0,120

0,176

0,146

0,125

0,278

0,232

0,198

203

253

304

400

500

600

37

37

61

2,64

2,95

2,51

18,5

20,7

22,7

269

335

404

0,105

0,0846

0,0702

0,109

0,0869

0,0731

0,174

0,139

0,116

355

380

405

700

750

800

61

61

61

2,72

2,82

2,90

24,5

25,3

26,2

471

505

538

0,0604

0,0561

0,0528

0,0620

0,0577

0,0544

0,0994

0,0925

0,0869

456

507

633

900

1 000

1250

61

61

91

3,10

3,25

2,97

27,8

29,3

32,7

606

672

842

0,0469

0,0423

0,0338

0,0482

0,0433

0,0348

0,0771

0,0695

0,0544

760

887

1 010

1500

1750

2 000

91

127

127

3,25

2,97

3,20

35,9

38,8

41,4

1010

1180

1350

0,0281

0,0241

0,021

0,0289

0,0248

0,0217

0,0462

0,0397

0,0348

Notas a la tabla 10-8: Estos valores de resistencia son válidos sólo para los parámetros indicados. Los valores varían para conductores de distinto cableado y sobre todo para otras temperaturas. La fórmula para otras temperaturas es:

R2 = R1 [1 + (T2-75)], donde = 0,00323 para el cobre y =0,00330 para el aluminio. Los conductores con cableado

compacto y comprimido tienen aproximadamente un 9 y 3% menos de diámetro respectivamente de los conductores desnudos que aparecen en la Tabla.



45

Tabla 4A - 7 - 60 Hz. Datos de la impedancia para los circuitos de cobre trifásicos del cable, en ohmios

aproximados por 1000 pies en el °C 75 * (a) Tres conductores MONOFÁSICOS

En conductos magnéticos

En conductos no magnéticos

AWG ó kcmil

600 V y 5 kV no blindado

5 kV blindado y 15 kV



R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z 8

8 (solid) 6

6 (solid)

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0754 0.0754 0.0685 0.0685

0.814 0.790 0.515 0.501

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0860 0.0860 0.0796 0.0796

0.816 0.791 0.516 0.502

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0603 0.0603 0.0548 0.0548

0.813 0.788 0.513 0.499

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0688 0.0688 0.0636 0.0636

0.814 0.789 0.514 0.500

4 4 (solid)

2 1

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0632 0.0632 0.0585 0.0570

0.327 0.318 0.210 0.170

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0742 0.0742 0.0685 0.0675

0.329 0.321 0.214 0.174

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0506 0.0506 0.0467 0.0456

0.325 0.316 0.207 0.166

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0594 0.0594 0.0547 0.0540

0.326 0.318 0.209 0.169

1/0 2/0 3/0 4/0

0.128 0.102 0.0805 0.0640

0.0540 0.0533 0.0519 0.0497

0.139 0.115

0.0958 0.0810

0.128 0.103 0.0814 0.0650

0.0635 0.0630 0.0605 0.0583

0.143 0.121 0.101 0.0929

0.127 0.101 0.0766 0.0633

0.0432 0.0426 0.0415 0.0398

0.134 0.110 0.0871 0.0748

0.128 0.102 0.0805 0.0640

0.0507 0.0504 0.0484 0.0466

0.138 0.114 0.0939 0.0792

250 300 350 400

0.0552 0.0464 0.0378 0.0356

0.0495 0.0493 0.0491 0.0490

0.0742 0.0677 0.0617 0.0606

0.0557 0.0473 0.0386 0.0362

0.570 0.0564 0.0562 0.0548

0.0797 0.0736 0.0681 0.0657

0.0541 0.0451 0.0368 0.0342

0.0396 0.0394 0.0393 0.0392

0.0670 0.0599 0.0536 0.0520

0.0547 0.0460 0.0375 0.0348

0.0456 0.0451 0.0450 0.0438

0.0712 0.0644 0.0586 0.0559

450 500 600 750

0.0322 0.0294 0.0257 0.0216

0.0480 0.0466 0.0463 0.0445

0.0578 0.0551 0.0530 0.0495

0.0328 0.0300 0.0264 0.0223

0.0538 0.0526 0.0516 0.0497

0.0630 0.0505 0.0580 0.0545

0.0304 0.0276 0.0237 0.0194

0.0384 0.0373 0.0371 0.0356

0.0490 0.0464 0.0440 0.0405

0.0312 0.0284 0.0246 0.0203

0.0430 0.0421 0.0412 0.0396

0.0531 0.0508 0.0479 0.0445

NOTA— Resistencia basada en el cobre estañado en 60 Hz; 600 V y 5 kV no blindado el cable basado en el aislamiento barnizado del cambric; 5kV blindados y 15 kV del cable basado en el aislamiento del neopreno.

Los valores de la resistencia ( LR ) en temperaturas de cobre más bajas ( LT ) son obtenidos usando el fórmula

75(234.5 )

309.5

LL

R TR

.



46

Table 4A-7-60 Hz. Datos de la impedancia para los circuitos de cobre trifásicos del cable, en ohmios aproximados por 1000 pies en 75 °C.

(b) cable TRIFÁSICO

NOTA - Resistencia basada en el cobre estañado en 60 Hz; 600 V y 5 kVs nonshielded el cable basado en el aislamiento barnizado del cambric; 5 kVs blindados y 15 kV del cable basado en el aislamiento del neopreno.

Los valores de la resistencia ( LR ) en temperaturas de cobre más bajas ( LT ) son obtenidos usando el fórmula

75(234.5 )

309.5

LL

R TR

.

En conducto y acero magnéticos armadura enclavijada

En conducto y aluminio no magnéticos armadura enclavijada

AWG ó kcmil





R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

8 8 (solid)

6 6 (solid)

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0577 0.0577 0.0525 0.0525

0.813 0.788 0.513 0.499

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0658 0.0658 0.0610 0.0610

0.814 0.789 0.514 0.500

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0503 0.0503 0.0457 0.0457

0.812 0.787 0.512 0.498

0.811 0.786 0.510 0.496

0.0574 0.0574 0.0531 0.0531

0.813 0.788 0.513 0.499

4

4 (solid) 2 1

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0483 0.0483 0.0448 0.0436

0.325 0.316 0.207 0.166

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0568 0.0508 0.0524 0.0516

0.326 0.317 0.209 0.168

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0422 0.0422 0.0390 0.0380

0.324 0.315 0.206 0.164

0.321 0.312 0.202 0.160

0.0495 0.0495 0.0457 0.0450

0.325 0.316 0.207 0.166

1/0 2/0 3/0 4/0

0.128 0.102 0.0805 0.0640

0.0414 0.0407 0.0397 0.0381

0.135 0.110

0.0898 0.0745

0.128 0.103 0.0814 0.0650

0.0486 0.0482 0.0463 0.0446

0.137 0.114 0.0936 0.0788

0.127 0.101

0.0766 0.0633

0.0360 0.0355 0.0346 0.0332

0.132 0.107 0.0841 0.0715

0.128 0.102 0.0805 0.0640

0.0423 0.0420 0.0403 0.0389

0.135 0.110 0.090 0.0749

250 300 350 400

0.0552 0.0464 0.0378 0.0356

0.0379 0.0377 0.0373 0.0371

0.0670 0.0598 0.0539 0.0514

0.0557 0.0473 0.0386 0.0362

0.0436 0.0431 0.0427 0.0415

0.0707 0.0640 0.0576 0.0551

0.0541 0.0451 0.0368 0.0342

0.0330 0.0329 0.0328 0.0327

0.0634 0.0559 0.0492 0.0475

0.0547 0.0460 0.0375 0.0348

0.0380 0.0376 0.0375 0.0366

0.0666 0.0596 0.0530 0.0505

450 500 600 750

0.0322 0.0294 0.0257 0.0216

0.0361 0.0349 0.0343 0.0326

0.0484 0.0456 0.0429 0.0391

0.0328 0.0300 0.0264 0.0223

0.0404 0.0394 0.0382 0.0364

0.0520 0.0495 0.0464 0.0427

0.0304 0.0276 0.0237 0.0197

0.0320 0.0311 0.0309 0.0297

0.0441 0.0416 0.0389 0.0355

0.0312 0.0284 0.0246 0.0203

0.0359 0.0351 0.0344 0.0332

0.0476 0.0453 0.0422 0.0389



47

Tabla 4A-8-60 Hz. Datos de la impedancia para el circuito de aluminio del cable de la thrae-fase, en ohmios aproximados por 1000 pies en el °C 90 * (a) tres conductores MONOFÁSICOS

En conducto magnético En conducto no magnético

AWG ó kcmil

600 V and 5 kV nonshielded

5 kV shielded and 15 kV

600 V and 5 kV nonsbielded

5 kV shielded and 15 kV

R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

6 4 2 1

0.847 0.532 0.335 0.265

0.053 0.050 0.046 0.048

0.849 0.534 0.338 0.269

_- 0.532 0.335 0.265

_- 0,068 0.063 0.059

- 0.536 0.341 0.271

0.847 0.532 0.335 0.265

0.042 0.040 0.037 0.035

0.848 0.534 0.337 0.267

- 0.532 0.335 0.265

- 0.054 0.050 0.047

- 0.535 0.339 0.269

1/0 2/0 3/0 4/0

0.210 0.167 0.133 0.106

0.043 0.041 0.040 0.039

0.214 0.172 0.139 0.113

0.210 0.167 0.132 0.105

0.056 0.055 0.053 0.051

0.217 0.176 0.142 0.117

0.210 0.167 0.133 0.105

0.034 0.033 0.037 0.031

0.213 0.170 0.137 0.109

0.210 0.167 0.132 0.105

0.045 0.044 0.042 0.041

0.215 0.173 0.139 0.113

250 300 350 400

0.0896 0.0750 0.0644 0.0568

0.0384 0.0375 0.0369 0.0364

0.0975 0.0839 0.0742 0.0675

0.0892 0.0746 0.0640 0.0563

0.0495 0.0479 0.0468 0.0459

0.102 0.0887 0.0793 0.0726

0.0894 0.0746 0.0640 0.0563

0.0307 0.0300 0.0245 0.0291

0.0945 0.0804 0.0705 0.0634

0.0891 0.0744 0.0638 0.0560

0.0396 0.0383 0.0374 0.0367

0.0975 0.0837 0.0740 0.0700

500 600 700 750 1000

0.0459 0.0388 0.0338 0.0318 0.0252

0.0355 0.0359 0.0350 0.0341 0.0341

0.0580 0.0529 0.0487 0.0466 0.0424

0.0453 0.0381 0.0332 0.0310 0.0243

0.0444 0.0431 0.0423 0.0419 0.0414

0.0634 0.0575 0.0538 0.0521 0.0480

0.0453 0.0381 0.0330 0.0309 0.0239

0.0284 0.0287 0.0280 0.0273 0.0273

0.0535 0.0477 0.0433 0.0412 0.0363

0.0450 0.0377 0.0326 0.0304 0.0234

0.0355 0.0345 0.0338 0.0335 0.0331

0.0573 0.0511 0.0470 0.0452 0.0405

NOTA - Cable aislado polietileno reticulado.

Los valúes de la resistencia ( LR) en temperaturas de aluminio más bajas ( LT

) son obtenidos por el fórmula

90 (228.1 )

318.1

LL

R TR

.



48

Table 4A-7-60 Hz. Datos de la impedancia para los circuitos de cobre trifásicos del cable, en ohmios aproximados por 1000 pies en 75 °C.

(b) cable TRIFÁSICOS

NOTA - Cable aislado polietileno reticulado.

Los valúes de la resistencia ( LR) en temperaturas de aluminio más bajas ( LT

) son obtenidos por el fórmula

90 (228.1 )

318.1

LL

R TR

.

Fuente: De acuerdo con IEEE Std C37.010-1979.

En conductos magnéticos

En conductos no magnéticos

AWG ó kcmil





R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z

R

X

Z 6

4 2 1

0.847 0.532 0.335 0.265

0.053 0.050 0.046 0.048

0.849 0.534 0.338 0.269

- -

0.335 0.265

- -

0.056 0.053

- -

0.340 0.270

0.847 0.532 0.335 0.265

0.042 0.040 0.037 0.035

0.848 0.534 0.337 0.267

- -

0.335 0.265

- -

0.045 0.042

- -

0.338 0.268

1/0 2/0 3/0 4/0

0,210 0.167 0,133 0.106

0.043 0.041 0.040 0.039

0.214 0.172 0.139 0.113

0.210 0.167 0.133 0.105

0.050 0.049 0. 048 0.045

0.216 0.174 0.141 0.114

0.210 0.167 0.133 0.105

0.034 0.033 0.037 0.031

0.213 0.170 0.137 0.109

0.210 0.167 0.132 0.105

0.040 0.039 0.038 0.036

0.214 0.171 0.138 0.111

250 300 350 400

0.0896 0.0750 0.0644 0.0568

0.0384 0.0375 0.0369 0.0364

0.0975 0.0839 0.0742 0.0675

0.0895 0.0748 0.0643 0.0564

0.0436 0.0424 0.0418 0.0411

0.100 0.0860 0.0767 0.0700

0.0894 0.0746 0.0640 0.0563

0.0307 0.0300 0,0245 0.0291

0.0945 0.0804 0.0705 0.0634

0.0893 0.0745 0.0640 0.0561

0.0349 0.0340 0.0334 0.0329

0.0959 0.0819 0.0722 0.0650

500 600 700 750 1000

0.0459 0.0388 0.0338 0.0318 0.0252

0.0355 0.0359 0.0350 0.0341 0.0341

0.0580 0.0529 0.0487 0.0466 0.0424

0.0457 0.0386 0.0335 0.0315 0.0248

0.0399 0.0390 0.0381 0.0379 0.0368

0.0607 0.0549 0.0507 0.0493 0.0444

0.0453 0.0381 0.0330 0.0309 0.0239

0.0284 0.0287 0.0280 0.0273 0.0273

0.0535 0.0477 0.0433 0.0412 0.0363

0.0452 0.0380 0.0328 0.0307 0.0237

0.0319 0.0312 0.0305 0.0303 0.0294

0.0553 0.0492 0.0448 0.0431 0.0378



49

Figure 4A-1 —X/R cociente de transformadores

Fuente: Reimpreso de IEEE Std C37.010-1979.

Figure 4A-2-X/R gama para los generadores pequeños y los motores Síncronos. (Rotor sólido y poste saliente)

Fuente: Reimpreso de IEEE Std C37.010-1979

Figure 4A-3-X/R gama para los motores de inducción trifásicos

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Apuntes De Instalaciones En Alta Tensión