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SISTEMAS ELECTRICOS INDUSTRIALES

SISTEMAS ELECTRICOS INDUSTRIALES. Armando Llamas, PhD, CEM, CPQ Dr. Federico Viramontes Septiembre 24 de 2012. Agenda. Solución de la tarea. Componentes simétricas. Comentarios. Libro de texto y Material.

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  1. SISTEMAS ELECTRICOS INDUSTRIALES Armando Llamas, PhD, CEM, CPQ Dr. Federico Viramontes Septiembre 24 de 2012

  2. Agenda. • Solución de la tarea. • Componentes simétricas. • Comentarios.

  3. Libro de texto y Material. El material que se cubre en ésta sesión aparece en el libro de texto: John J. Grainger and William D. Stevenson, Power System Analysis,New York, (McGraw-Hill, Inc.1994). • Capítulo 10. Fallas simétricas. • Capítulo 11. Secciones: 11.1, 11.2, 11.3, 11.4 y 11.5. Componentes simétricas. • Libro Rojo, ieee std 141-1993.

  4. Problema 1. La figura muestra el diagrama unifilar de un sistema eléctrico industrial. Obtenga los circuitos equivalentes de primer ciclo y de interrupción, tomando como base el voltaje de alta tensión y 10 MVA. Sbase=10 MVA 3600 rpm

  5. CFE 1000 MVA3FSC, 115 kVLL, X/R=15

  6. Transformadores T1, 15 MVAT, 115/ 13.8, 0.07, X/R=18 T2, 1 MVAT, 13.8/ 0.48, 0.0575, X/R=6 T3, 5 MVAT, 13.8/ 2.4, 0.055, X/R=12

  7. Motores grandes M1, Síncrono, 13.2 kV, 3000 hp, X/R = 27, X”d = 0.15 M2, Inducción, 2.3 kV, 2000 hp, X/R = 32, X”d = 0.17 M3, Inducción, 2.3 kV, 500 hp, X/R = 19, X”d = 0.17, 3600 rpm

  8. Grupo de motores medianos M4, Inducción, 0.46 kV, 700 hp (grupo de motores de 50 a 250 hp), X/R =10.

  9. Red de reactancias 0 CFE 0.00998 115 kV 1 0.04659 13.8 kV T1 2 T2 T3 0.10962 0.56718 0.48 kV 2.4 kV 3 4 0.45747 0.68620 0.78064 1.17096 3.12257 4.68385 2.62401 6.56002 M1 M2 M3 M4 0

  10. Red de resistencias CFE 0 0.00067 115 kV 1 0.00259 T1 13.8 kV 2 T2 T3 0.00914 0.09453 0.48 kV 2.4 kV 3 4 0.01694 0.02541 0.26240 0.65600 0.02440 0.03659 0.16435 0.24652 M1 M4 M2 M3 0

  11. Problema 2. Problema 2.- Resuelva el problema 10.13 del libro de texto, Power System Analysis de John J. Grainger y William Stevenson.

  12. Problema 2.

  13. Problema 2.

  14. Problema 2.

  15. Problema 2.

  16. Problema 2.

  17. Problema 3. Problema 3.- Resuelva el problema 10.15. del libro de texto, Power System Analysis de John J. Grainger y William Stevenson. Solución: Voltaje nominal, VLL = 34.5 kV Corriente nominal =1500 A Voltaje nominal máximo, RMV =38 kV Corriente de corto circuito nominal, RSCC = 22 kA K=1.65

  18. Problema 3. Voltaje mínimo de operación =38/1.65=23.03 kV 38*22/23.03=36.3 kA I 38*22 23.03 34.5 38 kV 40 20 30

  19. Problema 3. Donde: VLL = Operating Voltage Required Symmetrical Interrupting Capability (RSIC) RMV = Rated Maximum Voltage RSCC = Rated Short-Circuit Current @ Rated Maximum Voltage (RMV) MSIC = Maximum Symmetrical Interrupting Capability

  20. Bibliografía • Dr. Frank J. Mercede • How to perform short circuit calculations – Part 1 • EC&M June 1995 • How to perform short circuit calculations – Part 2 • EC&M December 1995 • How to perform short circuit calculations – Part 3 • EC&M April 1996 • Fault Calculations of Industrial / Commercial Power Systems, IEEE 1994 ANSI/IEEE Std 141 - 1993, Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants. (IEEE Red Book).

  21. Tipos de redes • Red de primer ciclo o momentánea. • Las corrientes obtenidas de esta red son la base para comparar con capacidades interruptivas de fusibles y breakers de baja tensión y con las capacidades momentáneas de breakers de media tensión. • Red de interrupción o de cinco ciclos. • Las corrientes obtenidas de esta red son la base para comparar con capacidades interruptivas de breakers de media y alta tensión. Difieren sólo en las reactancias de las máquinas giratorias de acuerdo a las Tablas 4-1 y 4-2 del libro Rojo.

  22. Cantidades base y por unidad Cambio de base: Cantidades base dadas MVA3FBASE, kVLL BASE

  23. Compañía suministradora y transformadores Compañía generadora, MVA3FSC, kVLL, X/R: Transformadores, MVAT, kVLL1/ KVLL2,, Z, X/R:

  24. Cable, Generadores –turbina y motores grandes • Motores grandes hp, X”d, X/R, kVLL • Síncronos • Inducción >1000 hp < 3600 rpm • Inducción > 250 hp a 3600 rpm Cable, X W/1000ft, R W/1000ft: Generador - turbina, MVA, X”d, X/R, kVLL I: Red de interrupción F: Red de primer ciclo

  25. Motores medianos y pequeños • Motores medianos, hp, X”d, X/R, kVLL • 50  hp  250 a 3600 rpm • 50  hp  1000 < 3600 rpm • Motores pequeños, hp, X”d, X/R, kVLL • 50 > hp Si no se conoce X”d suponer 1.20X”d= 0.20 pu, tomando como base los nominales del motor. . Si no se conoce X”d suponer 1.67X”d = 0.28 pu, tomando como base los nominales del motor. X”d=0.1667

  26. MVA3FSC=1000, 115 kV, X/R=15 Sbase = 10 MVA T1, 15 MVA Z=7%, X/R=18 13.8 kV T2, 1 MVA Z=5.75%, X/R=6 T3, 5 MVA Z=5.5%, X/R=12 M1 2.4 kV 480 V Synchronous motor 13.2 kV, 3000 hp, 0.8 pf X/R =27 X”d=0.15 M4 Group of 460 V induction motors Range = 50 to 250 hp Total connected hp = 700 X/R = 10 M2 M3 2.3 kV, 500 hp Induction X/R = 19 X”d=0.17 3600 rpm 2.3 kV, 2000 hp Induction X/R = 32 X”d=0.17 Sistema Industrial Simplificado

  27. Multiplicadores de reactancia de máquinas giratorias Tablas 4-1 y 4-2 Libro Rojo IEEE, p. 131 y 132

  28. Factor de potencia

  29. Factores de asimetría calculados Factor de asimetría La tabla con t’=0.5 ciclos

  30. Initiation of short-circuit Extinction of arc on primary contacts Resistor circuit completed on reclosure Parting of secondary arcing contacts Energization of trip circuit Extinction of arc shunting resistor current Parting of primary arcing contacts Primary arcing contacts make Arc shunting resistor current arcing time Time Interrupting time Reclosing time Tripping delay Opening time Arcing time Contact parting time Definición de tiempos de interrupción * ANSI/IEEE Standard C.37.010-1979

  31. Fuente local y remota de corriente de corto circuito • Si su localización con respecto de la • falla está a no mas de una transformación Un generador es una fuente local de corriente de corto circuito (b) La X pu externa para el generador es menor que 1.5 veces la Xpu subtransitoria (misma base MVA) • Si su localización con respecto de la • falla está a dos o mas transformaciones Un generador es una fuente remota de corriente de corto circuito (b) La X pu externa para el generador es igual o mayor a 1.5 veces la Xpu subtransitoria (misma base MVA)

  32. RSIC*VLL RSIC MSIC RSCC*RMV RSCC VLL VLL RMV RMV Standard Ratings for Symmetrical Current – Rated Circuit Breakers VLL = Operating Voltage Required Symmetrical Interrupting Capability (RSIC) RMV = Rated Maximum Voltage RSCC = Rated Short-Circuit Current @ Rated Maximum Voltage (RMV) MSIC = Maximum Symmetrical Interrupting Capability • Standard rated interrupting time = 5 cycles • Minimun contact-parting time = 3 cycles Fault Calculations of Industrial / Commercial Power Systems, Dr. Frank J. Mercede, IEEE Self-Study Course

  33. Closing and Latching Capability Es la capacidad del interruptor para soportar las severas fuerzas magnéticas transitorias que son causadas por el valor máximo de la corriente de corto circuito de primer ciclo. The closing and latching capability of a symmetrical current-rated circuit breaker is: (1) The closing & latching capability (rms,kA) = 1.6 MSIC (rms, kA) (2) The closing & latching capability (peak or crest,kA) = 2.7 MSIC (rms, kA) Fault Calculations of Industrial / Commercial Power Systems, Dr. Frank J. Mercede, IEEE Self-Study Course

  34. Factor 1.6 Al evaluar el factor de asimetría en t’ = 0.5 ciclos con una X/R = 25, se obtiene el valor de 1.6

  35. Factor 2.7 Con X/R = 25 y evaluando en ½ ciclo (w t = p, t’=0.5)

  36. Required Asymmetrical Interrupting Capability (RAIC) RAIC = S * RSIC (rms,kA) Factor de capacidad de asimetría del breaker Factor de asimetría de la corriente con X/R =15

  37. Standard ratings for total current-rated circuit breakers S I, total kA S3fRATED MIC kVLL kVLL MOV MDV MOV MDV MOV = Minimum operating voltage kVLL = Operating voltage MDV = Maximum design voltage S3f RATED = Three-phase rated MVA S3f duty = Interrupting MVA duty MIC = Maximum total rms current which circuit breaker can interrupt Momentary Capability = 1.6*MIC • Standard rated interrupting time = 8 cycles • Minimum contact-parting time = 4 cycles

  38. Zfc Isc sym First-Cycle or Momentary Duty • Corriente máxima instantánea que el breaker de media debe soportar (momentary capability, rms kA)> 1.6 * Isc sym. Total current – rated circuit breakers. • Valor nominal de corriente de interrupción (symmetrical interrupting capability) de fusibles y breakers de baja > Isc sym • Corriente pico o cresta que el breaker de media debe soportar (momentary capability, peak kA) > 2.7*Isc sym. Symmetrical current - rated circuit breakers. Fault Calculations of Industrial / Commercial Power Systems, Dr. Frank J. Mercede, IEEE Self-Study Course Grainger Stevenson

  39. Zint Isc sym Contact - parting or Interrupting Duty Symmetrical current - rated circuit breakkers • Corriente total en el momento en que los contactos abren para interrumpir la corriente • Contact parting duty < Momentary duty • Rated interrupting times: 2, 3, 5 or 8 cycles @ 60 Hz 10.5 The selection of circuit breakers

  40. Interrupting duty of symmetrical current - rated circuit breakers. Simplified method Método simplificado Un breaker de media tensión con nominales de corriente simétrica tiene suficiente capacidad si el 125% de la corriente simétrica calculada de la red de interrupción es menor o igual a la capacidad interruptiva simétrica requerida. Required symmetrical Interrupting Capability = RSIC

  41. Interrupting duty of symmetrical current - rated circuit breakers. Remote sources Con fuentes remotas, al transcurrir el tiempo sólo decae la componente de directa, la componente de alterna no disminuye. NACD = No AC decay. X/R  15. Para breakers con tiempos nominales de interrupción de cinco ciclos, la corriente simétrica de la red de interrupción se puede comparar directamente con la capacidad interruptiva simétrica requerida del breaker. X/R > 15. Para breakers con tiempos nominales de interrupción de cinco ciclos, el tiempo mínimo típico de separación de contactos es 3 y se emplea el factor de multiplicación de la familia de curvas rotulada 5 cycle circuit breaker. la curva ubicada más a la derecha. Ejemplo. Con X/R =25 y un breaker de 5 ciclos, el factor de multiplicación es casi 1.1. De tal manera que la corriente de corto circuito obtenida de la red de interrupción se multiplica por 1.1 y el breaker debe tener capacidad igual o mayor a este valor.

  42. Factores de multiplicación para E/X al seleccionar breakers de 5 ciclos con nominales simétricos S = 1.1 Dr. Frank J. Mercede, “Fault calculation of industrial / commercial power systems,” IEEE Tutorial Course.

  43. Interrupting duty of symmetrical current - rated circuit breakers. Local Source - 1 • Con fuentes locales, al transcurrir el tiempo decaen tanto la componente de directa como la componente de alterna. • Método de interpolación ponderada – ajustes para disminuciones en directa y en alterna X/R  15. Para breakers con tiempos nominales de interrupción de cinco ciclos, la corriente simétrica de la red de interrupción se puede comparar directamente con la capacidad interruptiva simétrica requerida del breaker (la regla es la misma que para fuentes remotas).

  44. X/R > 15 Interrupting duty of symmetrical current - rated circuit breakers. Local Source - 2 • De la red de interrupción calcule las contribuciones de fuentes locales incluyendo motores. A estas contribuciones se les aplican los factores de la figura de la derecha. • A la suma de las contribuciones de fuentes remotas se le aplica el factor de multiplicación del slide previo. • La suma de los valores de los pasos previos debe ser menor o igual a la capacidad interruptiva simétrica requerida del breaker. • Ejemplo. X/R =25. La fracción remota se multiplica por 1.1, la fracción local 1. La suma es la “interrupting duty”.

  45. Dada la relación X/R en el punto de falla, obtenga el factor de multiplicación de la figura. Standard rated interrupting time = 8 cycles, minimun contact-parting time = 4 cycles. Interrupting duty of total current - rated circuit breakers. Remote sources I, total kA S MIC S3fRATED VLL MOV MDV VLL MOV MDV MOV = Minimum operating voltage kVLL = Operating voltaje MDV = Maximum design voltage S3f RATED = Three-phase rated MVA S3f duty = Interrupting MVA duty MIC = Maximum total rms corrent which circuit breaker can interrupt

  46. Multiplying factors total current –rated circuit breakers, remote (NACD) Dr. Frank J. Mercede, “Fault calculation of industrial / commercial power systems,” IEEE Tutorial Course.

  47. De la red de interrupción calcule las contribuciones de fuentes locales incluyendo motores. A estas contribuciones se les aplican los factores de la figura de la derecha. • A la suma de las contribuciones de fuentes remotas se le aplica el factor de multiplicación del slide previo. • La suma de los valores de los pasos previos son los requerimientos de interrupción que la red impondrá al breaker, IDUTY. Interrupting duty of total current - rated circuit breakers. Local sources I, total kA S MIC S3fRATED VLL MOV MDV VLL MOV MDV MOV = Minimum operating voltage kVLL = Operating voltaje MDV = Maximum design voltage S3f RATED = Three-phase rated MVA S3f duty = Interrupting MVA duty MIC = Maximum total rms corrent which circuit breaker can interrupt Dr. Frank J. Mercede, “Fault calculation of industrial / commercial power systems,” IEEE Tutorial Course.

  48. Low voltage power circuit breaker http://ecatalog.squared.com/ http://www.abb.com

  49. Medium voltage_GE-Power Vac http://www.ge.com

  50. I a I b I c Componentes Simétricas. Ejemplo 11.1-

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