Universidad de Costa Rica
Faculta de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE0502-Proyecto Eléctrico
Manual para coordinación de fusibles en la red de media tensión
Gilberto A. Guzmán Mora
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Diciembre 2012
i
Manual para coordinación de fusibles en la red de media tensión
Gilberto A. Guzmán Mora
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
Ing. Marta Garro Rojas
Profesora Guía
____________________________
__________________________
Ing. Wagner Pineda Rodríguez
Ing. Rodolfo Mora Angulo
Profesor lector
Profesor lector
ii
DEDICATORIA
Le dedico este documento a mi profesora Marta Garro Rojas, quien tuvo la
inquietud acerca de esta temática y mi brindó la posibilidad de desarrollar el proyecto,
espero que la investigación haya satisfecho sus expectativas y que sea de apoyo en la
creación de conciencia acerca de la importancia de la coordinación de protecciones en las
redes de distribución eléctrica.
iii
AGRADECIMIENTO
Primeramente a mi familia por el apoyo incondicional en los buenos y en los malos
momentos, por las enseñanzas que me han regalado con su ejemplo. Seguidamente a mis
amigos con quienes compartí diferentes etapas de la carrera y muchos años de risas.
Por último y no por ser menos importantes, a los compañeros del departamento de
Control de Distribución en la Compañía Nacional de Fuerza y Luz quienes me permitieron
cumplir con las horas del proyecto brindándome información y recursos, especialmente a la
ingeniera Marta Garro por su guía y por su visión.
iv
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIA ........................................................................................................ iii
AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iv
ÍNDICE GENERAL ................................................................................................... v
ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. x
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. xv
ÍNDICE DE GRÁFICOS ....................................................................................... xviii
NOMENCLATURA ................................................................................................ xix
N.1 Simbología general ....................................................................................... xix
N.2 Unidades según el Sistema Internacional de Unidades................................. xix
N.3 Símbolos en los diagramas ............................................................................ xx
N.3.1 Corrientes ................................................................................................ xx
N.3.2 Tensiones ................................................................................................ xx
N.3.3 Constantes de tiempo .............................................................................. xx
N.3.4 Diversos .................................................................................................. xx
N.3.5 Acrónimos .............................................................................................. xxi
N.4 Subíndices ..................................................................................................... xxi
N.4.1 Primer subíndice .................................................................................... xxi
N.4.2 Segundo subíndice ................................................................................. xxi
v
N.5 Simbología de las imágenes ......................................................................... xxii
RESUMEN ............................................................................................................ xxiv
CAPÍTULO 1: Introducción ....................................................................................... 1
1.1
El problema y su importancia ....................................................................... 1
1.1.1 Antecedentes .............................................................................................. 1
1.1.2 Situación Actual......................................................................................... 1
1.1.3 Propósito y Alcance ................................................................................... 2
1.2 Objetivos ........................................................................................................... 3
1.2.1 Objetivo general ......................................................................................... 3
1.2.2 Objetivos específicos ................................................................................. 3
1.3 Metodología ...................................................................................................... 4
CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico ............................................................................. 5
2.1 Teorema de Thévenin ....................................................................................... 5
2.1.1 Enunciado .................................................................................................. 5
2.3 Fuerza electromotriz inicial del generador ....................................................... 6
2.3 Curvas tiempo-corriente (TCC) ........................................................................ 7
2.4 Relación de velocidad de los fusibles de enlace ............................................... 8
CAPÍTULO 3: Corrientes de cortocircuito en redes de distribución ......................... 9
3.1 Definiciones ...................................................................................................... 9
3.2 Tipos de cortocircuitos ................................................................................... 11
vi
3.3Cálculo de la corriente de cortocircuito ........................................................... 13
3.3.1 Cortocircuito tripolar (LLL) .................................................................... 13
3.3.2 Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra (LL) ....................................... 14
3.3.3 Cortocircuito bipolar con contacto a tierra (LLT) ................................... 15
3.3.4 Cortocircuito unipolar a tierra (LT) ......................................................... 15
3.3.5 Doble contacto a tierra ............................................................................. 16
CAPÍTULO 4: Protecciones en una red de media tensión ....................................... 18
4.1Cualidades básicas de las protecciones............................................................ 18
4.1.1 Confiabilidad ........................................................................................... 18
4.1.2 Selectividad.............................................................................................. 18
4.1.3 Sensibilidad.............................................................................................. 18
4.1.4 Rapidez .................................................................................................... 19
4.2 Tipos de protecciones ..................................................................................... 19
4.2.1 Reconector o restaurador (recloser) ........................................................ 19
4.2.2 Seccionador (sectionalizer) ..................................................................... 25
4.2.3 Disyuntor o interruptor (circuitbreaker) .................................................. 27
4.2.4 Relevador o relé (relay) ........................................................................... 29
4.3El fusible .......................................................................................................... 34
4.3.1 Fusible de expulsión (expulsion fuse) ...................................................... 35
4.3.2 Fusible de vacío (vacuum fuse)................................................................ 43
vii
4.3.3 Limitador de corriente (current-limiting fuse) ......................................... 43
CAPÍTULO 5: Criterios de Coordinación ................................................................ 47
5.1 Valores de corrientes de cortocircuito para los circuitos de la Compañía
Nacional de Fuerza y Luz ................................................................................................. 48
5.2 Coordinación entre elementos ........................................................................ 57
5.2.1 Fusible de expulsión-fusible de expulsión ............................................... 57
5.2.2 Fusible de expulsión-fusible limitador de corriente ................................ 62
5.2.3 Fusible limitador de corriente-fusible limitador de corriente .................. 68
5.2.4 Fusible de expulsión-transformador ........................................................ 72
5.2.4 Fusible de expulsión-reconector .............................................................. 75
5.2.5 Fusible de expulsión-interruptor .............................................................. 82
CAPÍTULO 6: Curvas de interruptores y controles ................................................. 89
CAPÍTULO 7: Conclusiones y Recomendaciones ................................................... 96
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 98
APÉNDICES .......................................................................................................... 101
A.1 Método de cálculo de las componentes simétricas ...................................... 101
A.2 Cálculo de las componentes de las corrientes de cortocircuito según la norma
IEC 60909 ....................................................................................................................... 102
A.2.1 Definiciones .......................................................................................... 102
A.2.2 Cálculo .................................................................................................. 103
viii
ANEXOS ................................................................................................................ 108
Anexo I-Ecuaciones de las curvas de los interruptores utilizados para las
simulaciones ................................................................................................................... 108
Anexo II-Resumen de fusibles tipo T y K que coordinan con los circuitos de la
Compañía Nacional de Fuerza y Luz empleando el criterio de 0,2 segundos sugerido por
Cooper Power Systems ................................................................................................... 109
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-Conversión de un circuito complejo a un equivalente de Thévenin ............ 5
Figura 2-Gráfica de corriente de cortocircuito ........................................................... 7
Figura 3-Relación de velocidades ............................................................................... 8
Figura 4-Curso en función del tiempo de la corriente de cortocircuito. a)
Cortocircuito amortiguado (cercano al generador). b) Cortocircuito no amortiguado (alejado
del generador). [10] .............................................................................................................. 11
Figura 5-Fallas de cortocircuito. a) Falla bifásica sin contacto a tierra. b) Falla
trifásica. ................................................................................................................................ 12
Figura 6-Esquema de la red de un cortocircuito con doble contacto a tierra............ 13
Figura 7-Cortocircuito Tripolar [8] .......................................................................... 13
Figura 8-Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra [8] ............................................ 14
Figura 9-Cortocircuito bipolar con contacto a tierra [8] ........................................... 15
Figura 10-Cortocircuito unipolar a tierra [8] ............................................................ 16
Figura 11-Cortocircuito de doble contacto a tierra[10] ............................................ 16
Figura 12-Zonas de protección ................................................................................. 18
Figura 13-Secuencia típica para un reconector hasta bloqueo .................................. 21
Figura 14-Reconector monofásico ............................................................................ 22
Figura 15-Restaurador trifásico ................................................................................ 23
Figura 16-Curva TCC de un reconector hidráulico monofásico .............................. 25
Figura 17-Seccionalizador ........................................................................................ 26
Figura 18-Disyuntor.................................................................................................. 27
Figura 19-Relevador de atracción electromagnética. a) bisagra, b) émbolo ............ 30
x
Figura 20-Relevador de inducción electromagnética ............................................... 30
Figura 21-Tipos de tendencias en las curvas de interruptores (azul: extremadamente
inversa, rosado: muy inversa y verde: inversa) .................................................................... 33
Figura 22-Formas de graficar la acción instantánea en los interruptores ................. 34
Figura 23-Fusibles de enlace de elemento único y dual [17] ................................... 36
Figura 24-Curva tiempo corriente de un fusible de enlace ....................................... 37
Figura 25-Velocidad relativa de fusibles de enlace marca Chance (Format: 10 A
links) ..................................................................................................................................... 39
Figura 26-Fusible tipo Slow-Fast [18] ...................................................................... 39
Figura 27-Portafusibles ............................................................................................. 42
Figura 28-Fusible limitador de corriente .................................................................. 44
Figura 29-Comparación de operación sin y con limitador de corriente ................... 44
Figura 30-Curva tiempo corriente de un fusible limitador de corriente ................... 46
Figura 31-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre fusibles de
expulsión............................................................................................................................... 59
Figura 32-Ejemplo de coordinación entre dos fusibles de enlace(azul: protegido y
verde: protector) ................................................................................................................... 60
Figura 33-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de
expulsión y un limitador de corriente ................................................................................... 63
Figura 34-Ejemplo de coordinación de un limitador de corriente como equipo
protegido y el fusible de enlace como protector (azul: limitador y verde: fusible de
expulsión) ............................................................................................................................. 64
Figura 35-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible
limitador de corriente y uno de expulsión ............................................................................ 65
xi
Figura 36-Ejemplo de coordinación de un fusible de expulsión como equipo
protegido y el limitador de corriente como protector(azul: limitador y verde: fusible de
expulsión) ............................................................................................................................. 66
Figura 37-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación de respaldo para
proteger un transformador .................................................................................................... 67
Figura 38-Ejemplo de coordinación de respaldo (azul: limitador y rojo: fusible de
expulsión) ............................................................................................................................. 68
Figura 39-Ejemplo de coordinación subterránea (negro: transformador, azul: fusible
bayoneta, rosado: fusible de expulsión aéreo, anaranjado: fusible limitador de corriente
interno y verde: fusible limitador de corriente aéreo) .......................................................... 69
Figura 40-Ejemplo de una tabla de energías para limitadores de corriente [20] ...... 70
Figura 41-Diagrama unifilar de la protección a nivel subterráneo ........................... 71
Figura 42-Ejemplo de coordinación incorrecta entre fusibles limitadores de corriente
(anaranjado: protector y verde: protegido) ........................................................................... 71
Figura 43-Ejemplo de coordinación entre fusibles limitadores de corriente
(anaranjado: protector y azul: protegido) ............................................................................. 72
Figura 44-Diagrama unifilar para el estudio de protección de un transformador..... 74
Figura 45-Ejemplo de protección de un transformador (rosado: transformador y
verde: fusible de expulsión).................................................................................................. 75
Figura 46-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de
expulsión en el primario y un restaurador en el secundario ................................................. 76
Figura 47-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de
expulsión y un restaurador.................................................................................................... 76
xii
Figura 48-Diagrama unifilar de una coordinación completa entre restaurador y dos
fusibles de expulsión ............................................................................................................ 77
Figura 49-Ejemplo de coordinación entre un reconector en el lado de baja y un
fusible en el de alta (azul: reconector y verde: fusible de expulsión)................................... 78
Figura 50-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión como elemento
protector y un reconector como elemento protegido (azul: reconector y verde: fusible de
expulsión) ............................................................................................................................. 80
Figura 51-Primer tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un
fusible de expulsión (azul: reconector y rosado: fusible de expulsión)................................ 81
Figura 52-Segundo tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un
fusible de expulsión (verde: reconector y rojo: fusible de expulsión).................................. 82
Figura 53-Diagrama unifilar de coordinación entre un interruptor y un fusible de
expulsión............................................................................................................................... 84
Figura 54-Ejemplo de selección del "tap" correcto para el interruptor .................... 84
Figura 55-Ejemplo de coordinación entre interruptor como elemento protector y
fusible como elemento protegido (rosado: interruptor y azul: fusible de expulsión) ........... 85
Figura 56-Diagrama unifilar de coordinación entre un fusible de expulsión y un
interruptor ............................................................................................................................. 86
Figura 57--Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor
(morado: fusible y azul: interruptor) .................................................................................... 87
Figura 58-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor
con acción instantánea (morado: fusible y azul: interruptor) ............................................... 88
Figura 59-Comparación de las curvas de interruptores de la subestación ................ 94
xiii
Figura 60-Sistemas de componentes simétricas correspondiente a un sistema
trifásico asimétrico [8] ........................................................................................................ 101
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1-Simbología según el SI ............................................................................... xix
Tabla 2-Múltiplos decimales .................................................................................... xx
Tabla 3-Descripción de las fallas por cortocircuito .................................................. 11
Tabla 4-Resumen para la subestación de Alajuelita, datos 2011-2012 en kA.......... 48
Tabla 5-Resumen para la subestación de Anonos, datos 2011-2012 en kA ............. 48
Tabla 6-Resumen para la subestación de Barva, datos 2011-2012 en kA ................ 49
Tabla 7-Resumen para la subestación de Belén, datos 2011-2012 en kA ................ 49
Tabla 8-Resumen para la subestación de Brasil, datos 2011-2012 en kA ................ 49
Tabla 9-Resumen para la subestación de la Caja 1, datos 2011-2012 en kA ........... 49
Tabla 10-Resumen para la subestación de la Caja 2, datos 2011-2012 en kA ......... 49
Tabla 11-Resumen para la subestación de Colima, datos 2011-2012 en kA............ 50
Tabla 12- Resumen para la subestación de Curridabat, datos 2011-2012 en kA ..... 50
Tabla 13-Resumen para la subestación de Desamparados, datos 2011-2012 en kA 50
Tabla 14-Resumen para la subestación de Electriona, datos 2011-2012 en kA ....... 50
Tabla 15-Resumen para la subestación de Escazú, datos 2011-2012 en kA ............ 51
Tabla 16-Resumen para la subestación del Este, datos 2011-2012 en kA ............... 51
Tabla 17-Resumen para la subestación de Guadalupe, datos 2011-2012 en kA ...... 51
Tabla 18-Resumen para la subestación de Heredia, datos 2011-2012 en kA ........... 51
Tabla 19-Resumen para la subestación de Lindora, datos 2011-2012 en kA ........... 52
Tabla 20-Resumen para la subestación de Porrosatí, datos 2011-2012 en kA ......... 52
Tabla 21-Resumen para la subestación de Primer Amor, datos 2011-2012 en kA .. 52
Tabla 22-Resumen para la subestación de Sabanilla, datos 2011-2012 en kA......... 52
xv
Tabla 23-Resumen para la subestación de San Miguel, datos 2011-2012 en kA ..... 53
Tabla 24-Resumen para la subestación de Sur, datos 2011-2012 en kA .................. 53
Tabla 25-Resumen para la subestación de Uruca, datos 2011-2012 en kA.............. 53
Tabla 26-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T de la marca A.B. Chance 61
Tabla 27-Resumen de coordinación entre fusibles tipo K de la marca A.B. Chance
.............................................................................................................................................. 62
Tabla 28-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T y K de la marca A.B.
Chance .................................................................................................................................. 62
Tabla 29-Factor de multiplicación cuando el fusible se encuentra en el lado de alta
tensión y el reconector en el de baja ..................................................................................... 77
Tabla 30-Factor de multiplicación según falla, para conexiones ∆-Y ...................... 78
Tabla 31-Factor de multiplicación cuando el reconector es el elemento protegido y
el fusible el elemento protector ............................................................................................ 79
Tabla 32-Resumen de coordinación de los circuitos según el equipo que los protege
en la subestación (usando fusibles tipo T) ............................................................................ 90
Tabla 33-Resumen de coordinación de los equipos según el equipo que los protege
en la subestación (usando fusibles de expulsión tipo T y tipo K) ........................................ 90
Tabla 34-Datos de interruptores genéricos ............................................................... 92
Tabla 35-Subestación de Alajuelita (parte 1) ......................................................... 109
Tabla 36-Subestación de Alajuelita (parte 2) ......................................................... 110
Tabla 37-Subestación de Anonos ........................................................................... 111
Tabla 38-Interconexión entre Alajuelita y Anonos ................................................ 112
Tabla 39-Subestación de Barva .............................................................................. 112
Tabla 40-Subestación de Brasil .............................................................................. 112
xvi
Tabla 41-Subestación de Belén .............................................................................. 113
Tabla 42-Subestación Caja 1 .................................................................................. 114
Tabla 43-Subestación de la Caja 2.......................................................................... 115
Tabla 44-Subestación de Curridabat ....................................................................... 115
Tabla 45-Subestación de Colima ............................................................................ 116
Tabla 46-Subestación de Desamparados ................................................................ 117
Tabla 47-Subestación de Dulce Nombre ................................................................ 118
Tabla 48-Subestación de Electriona ....................................................................... 118
Tabla 49-Escazú...................................................................................................... 119
Tabla 50-Subestación del Este ................................................................................ 120
Tabla 51-Subestación de Guadalupe ...................................................................... 121
Tabla 52-Subestación de Lindora ........................................................................... 121
Tabla 53-Subestación de Heredia ........................................................................... 122
Tabla 54-Subestación de Primer Amor................................................................... 122
Tabla 55-Subestación de Porrosatí ......................................................................... 123
Tabla 56-Subestación de Sabanilla parte 1 ............................................................. 124
Tabla 57-Subestación de Sabanilla parte 2 ............................................................. 125
Tabla 58-Subestación San Miguel parte 1 .............................................................. 126
Tabla 59-Subestación San Miguel parte 2 .............................................................. 127
Tabla 60-Subestación del Sur ................................................................................. 128
Tabla 61-Subestación de la Uruca .......................................................................... 128
xvii
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1-Factores para cambio en la temperatura ambiente de fusibles de enlace . 40
Gráfico 2-Comportamiento de los fusibles de enlace ante el efecto de precarga ..... 41
Gráfico 3-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 2.461A y los
5.883 A ................................................................................................................................. 54
Gráfico 4-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 5.883A y los
7.701A .................................................................................................................................. 55
Gráfico 5-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 7.839A y los
14.054A ................................................................................................................................ 56
Gráfico 6-Ejemplo del comportamiento de las corrientes de cortocircuito en una
falla monofásica a tierra a través de los años para el circuito 703 ....................................... 57
Gráfico 8-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T......................... 91
Gráfico 9-Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K.................. 91
Gráfico 10-Factor κ para el cálculo de la corriente de choque de cortocircuito ..... 104
Gráfico 11-Factor para el cálculo de la corriente alterna de desconexión [8] ........ 105
Gráfico 12-Factores λ para turbo generadores (sobreexcitación de 1,3 as) [8] ...... 106
Gráfico 13-Factores λ para generadores con polos salientes (sobreexcitación de 1,6
as) [8] .................................................................................................................................. 107
xviii
NOMENCLATURA
N.1 Simbología general
Q
Cantidad de calor
I
Corriente eléctrica
F
Frecuencia
E
Fuerza electromotriz
Z
Impedancia
Χ
Reactancia
R
Resistencia eléctrica
T
Tiempo
V
Tensión eléctrica
N.2 Unidades según el Sistema Internacional de Unidades
Tabla 1-Simbología según el SI
Magnitud
Intensidad de corriente eléctrica
Tiempo
Frecuencia
Energía, trabajo y cantidad de calor
Potencial eléctrico y fuerza electromotriz
Resistencia, reactancia e impedancia
Potencia
Nombre
ampere
segundo
hertz
joule
volt
ohm
watt
Conductancia eléctrica
siemens
Fuente: International Organization for Standardization (2006).
xix
Símbolo
A
s
Hz
J
V
Ω
W
S
Tabla 2-Múltiplos decimales
Factor
Prefijo
Símbolo
106
Mega
M
Kilo
k
3
10
Fuente: International Organization for Standardization (2006).
N.3 Símbolos en los diagramas
N.3.1 Corrientes
ik
Valor instantáneo de la corriente de cortocircuito
IS
Corriente máxima asimétrica de cortocircuito o corriente de choque
Ik”
Corriente inicial simétrica de cortocircuito
Ik
Corriente permanente de cortocircuito
ID
Corriente alterna de desconexión
N.3.2 Tensiones
E”
Fuerza electromotriz inicial del generador
N.3.3 Constantes de tiempo
tmin
Retardo mínimo de conexión
N.3.4 Diversos
c
Factor de tensión eficaz
K
Factor de rango de tensión
Cics
Capacidad de interrupción de corriente simétrica
k
Factor de multiplicación para coordinación entre fusibles y reconectores, depende
de la secuencia del reconector
xx
N
relación de transformación de un transformador
N.3.5 Acrónimos
ICE
Instituto Costarricense de Electricidad
UCR
Universidad de Costa Rica
CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz
SEN
Sistema Eléctrico Nacional
ANSI
Instituto Nacional de Estándares Americanos
VDE
Asociación Alemana de Ingenieros Eléctricos
IEC
Comisión Electrotécnica Internacional
TCC
Curva tiempo corriente
N.4 Subíndices
N.4.1 Primer subíndice
1
Sistema síncrono, de secuencia positiva o de secuencia directa
2
Sistema asíncrono, de secuencia negativa o de secuencia inversa
0
Sistema homopolar o de secuencia cero
k
Relacionado con la corriente de cortocircuito
max Magnitud máxima de la variable
min
Magnitud mínima de la variable
o
Magnitud de operación de la variable
N.4.2 Segundo subíndice
3
Cortocircuito tripolar
2
Cortocircuito bipolar
xxi
1
Cortocircuito unipolar a tierra
2E
Cortocircuito bipolar con contacto a tierra
E2E Corriente de cortocircuito que circula por tierra en un cortocircuito bipolar
con contacto a tierra
EE
Doble contacto a tierra
N
Valor nominal
a
Parte A del circuito
b
Parte B del circuito
e
Indicación para cualquier equipo eléctrico
t
Transformador
N.5 Simbología de las imágenes
Alimentador principal
Circuito ramal o alimentador secundario
Generador
Transformador tipo poste o de subestación
Falla de sobrecorriente
xxii
Fusible de expulsión
Fusible limitador de corriente
Reconector o restaurador
Disyuntor o interruptor
xxiii
RESUMEN
El siguiente proyecto busca configurar un documento de fácil comprensión donde se
expliquen los conceptos básicos acerca de la coordinación de protecciones, los elementos
para proteger el sistema de sobrecorrientes y los criterios para lograr una correcta
coordinación entre los dispositivos colocados en la red.
El primer capítulo de este texto presenta una breve introducción y justificación al
trabajo realizado, además de que se indica la metodología empleada para la recopilación de
toda la información utilizada.
En el capítulo número dos se detallan algunos conocimientos teóricos necesarios
para entender a profundidad las diferentes temáticas de este documento.
Ya en el capítulo tres se inicia con la explicación de que es una corriente de falla,
los cinco tipos que se pueden presentar en una red aérea, además de las causas que llevan a
la aparición de los cortocircuitos; por otro lado se muestra un estudio de las corrientes de
cortocircuito de noventa y un (91) circuitos de la CNFL, y como han variado en un plazo de
cinco años (2008-2012).
En el cuarto capítulo se indican los cinco elementos típicos de protección en las
redes de distribución, las características que se deben tomar en consideración para su
selección y sus curvas de tiempo-corriente típicas, las cuales son utilizadas para realizar la
coordinación entre elementos.
El capítulo cinco explica los diferentes criterios de coordinación sugeridos por los
fabricantes para lograr un funcionamiento adecuado entre los dispositivos, además se
agregan imágenes con ejemplos para facilitar la comprensión de dichas pautas. Como el
nombre de este texto indica que se trata de fusibles, el capítulo se encuentra centrado en el
empleo de estos elementos y se dejan por fuera otras coordinaciones entre otros equipos de
la red.
Se muestra en el sexto capítulo el estudio realizado para los interruptores que se
encuentran a la fecha en noventa y seis (96) circuitos de la Compañía Nacional de Fuerza y
Luz, indicando donde se pueden presentar problemas de coordinación, ya sea utilizando el
criterio de 0,2 segundos de Cooper Power Systems o la regla del 75% que la empresa de
distribución está aplicando.
xxiv
Finalmente se concluye que es indispensable tomar en consideración la magnitud de
la corriente de cortocircuito para encontrar una correcta coordinación entre los dispositivos
y poder asegurar márgenes de tiempo que permitan un mejor empleo de los elementos
protectores de la red.
En la sección de anexos se indican cuales son los fusibles a utilizar en cada circuito
de la CNFL por los dos criterios mencionados anteriormente, el primero que se considera
relativamente robusto y el otro que la empresa, a través de los años, ha determinado que
funciona.
xxv
CAPÍTULO 1: Introducción
1.1 El problema y su importancia
1.1.1 Antecedentes
La temática de coordinación de protecciones ha sido abordada en el país por más de
dos décadas por estudios realizados dentro de la escuela de Ingeniería Eléctrica de la
Universidad de Costa Rica (UCR), la mayoría de dichos documentos versan sobre el
empleo de software para analizar y coordinar las protecciones de las redes de distribución
en mediana tensión, principalmente para las redes del Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).
Otros de estos textos se han centrado en los métodos de cálculo, analítico y
programado, de las corrientes de cortocircuito en las redes de distribución y como estas
afectan el servicio brindado por dichas empresas.
Por último se encontraron tres estudios sobre proyecciones de las corrientes de
cortocircuito en las redes de la CNFL, las cuales muestran como la mayoría de estas
corrientes superan los 2 kA y pueden llegar hasta los 15 kA.
En general dichos estudios proponen más investigaciones a profundidad para poder
comprobar que los equipos de protección utilizados, como los interruptores y otros, sigan
cumpliendo con lo esperado y que no haya deterioro de los mismos durante el crecimiento
del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
1.1.2 Situación Actual
Es común encontrar dudas entre los técnicos sobre el tema de coordinación y en
especial el uso correcto del fusible, elemento de protección más sencillo y más utilizado en
1
una red de media tensión, que si no se usa de forma correcta más bien puede causar efectos
negativos a la hora de aislar una falla.
Mediante el empleo de software se busca encontrar la coordinación de varios
equipos, las corrientes típicas que se encuentran en la literatura están por debajo de los
5kA, pero en la red de distribución de la CNFL se puede concluir que en gran mayoría de
los casos se encuentran corrientes hasta más de 2 veces este valor.
Cuando se analizan estos casos se puede observar que los equipos que parecía que
coordinaban en los límites de corrientes de cortocircuito normales dejan de hacerlo para las
verdaderas corrientes que se están presentando en la red y por lo tanto la falla se transmite
hasta las mismas subestaciones, aumentando el daño y los costos para esta empresa.
1.1.3 Propósito y Alcance
Lo que se busca es crear un documento de fácil comprensión para uso de los
diseñadores de las empresas, para que estos seleccionen el fusible correcto según la
magnitud de la corriente de cortocircuito que se puede presentar en la zona bajo análisis.
Con este manual se pretende que estos usuarios puedan asegurar que los
dispositivos de protección en cada red se encuentran coordinados, por lo tanto en caso de
presentarse un cortocircuito este no se transmitirá hasta la subestación causando mayores
daños de los que verdaderamente debería, como son el caso de las desconexiones o
apagones.
2
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general
•
Confeccionar un manual técnico para la coordinación de fusibles de una red de
distribución.
1.2.2 Objetivos específicos
•
Explicar los conceptos básicos para la coordinación de protecciones: corrientes de
corto circuito, curvas de coordinación, normas, elementos básicos de protección
presentes en una red de distribución, entre otros.
•
Establecer los lineamientos a seguir para realizar una coordinación de fusibles en
una red de distribución de media tensión.
•
Mediante ejemplos definir tipos de coordinación usuales en la red: interruptorfusible, fusible-fusible.
•
Estudiar las corrientes típicas existentes en la red de distribución de la CNFL.
•
Modelar usando CYMTCC las curvas de los interruptores de subestación y de línea
actuales en la red de distribución de la CNFL.
3
1.3 Metodología
Para comprender la temática y explicar los diferentes componentes que deben de
conocerse para realizar una correcta coordinación de protecciones en una red de
distribución fue necesario de la recopilación bibliográfica, esta se enfocó principalmente en
revisar manuales de fabricantes y documentos explicativos sobre los equipos, su uso y la
selección de los mismos; además de trabajos anteriores en universidades nacionales e
internacionales relacionados con análisis de corrientes de cortocircuito y su empleo para
realizar una coordinación óptima entre los equipos.
Después del tiempo dedicado a leer y comprender todos esos documentos se utilizó
el programa del departamento CYME de la empresa Cooper Power Systems para poder
simular los dispositivos de protección.
Con el apoyo de miembros de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz se consiguió
información sobre la configuración de los circuitos de esta compañía y los dispositivos que
los protegen, además de las magnitudes de las corrientes de cortocircuito en cada punto de
la red.
Esos datos se utilizaron para simular noventa y seis circuitos diferentes y encontrar
los posibles fusibles de expulsión que permitieran una correcta coordinación con los
interruptores. Toda esa información se resumió en tablas e imágenes que son descritas en el
texto.
4
CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico
2.1 Teorema de Thévenin
El teorema desarrollado por el ingeniero francés M. L. Thévenin en 1883 busca la
reducción de un circuito a un equivalente en serie de una fuente de tensión, con valor VTH,
y una impedancia ZTH.
Esta metodología se realiza para transformar una red que se considera compleja
debido a la cantidad de elementos dentro de ella a un circuito reducido por los dos
elementos mencionados en el párrafo anterior.
En
n el caso específico de redes de transmisión se aplica “desconectando” el circuito
en el punto de falla y convirtiendo lo que hay a parir de ese punto hasta la fuente
(generador) en el equivalente de Thévenin.
Figura 1-Conversión
Conversión de un circuito complejo a un equivalente de Thévenin
2.1.1 Enunciado
1. Dado cualquier circuito lineal, arreglarlo nuevamente en la forma de dos redes A y
B conectadas por dos alambres. A es la red que se simplificará, mientras que B se
dejará intacta.
2. Desconectar
nectar la red B. Definir una tensión Voc como la tensión que ahora aparecerá
en las terminales de la red A.
5
3. Apagar o “asignar a cero” toda fuente independiente de la red A para formar una red
inactiva. Dejar las fuentes dependientes intactas.
4. Conectar una fuente de tensión independiente con un valor de Voc en serie con la red
inactiva. No terminar el circuito, dejar desconectada ambas terminales.
5. Conectar la red B a las terminales de la nueva red A.
Cualquier red que contenga una fuente dependiente, su variable de control debe
estar en la misma red (Hayt, Kemmerly y Durbin, 2007).
La impedancia de Thévenin se obtiene cortocircuitando todas las fuentes
independientes de tensión y corriente, dejando las dependientes, hasta disminuir todas las
impedancias del circuito por medio de reducciones serie-paralelo. La fuente de tensión será
igual al valor de tensión de circuito abierto del punto en que se realizó la desconexión.
2.3 Fuerza electromotriz inicial del generador
Este es uno de los parámetros de interés para el cálculo de la corriente inicial
simétrica, lo que define es la tensión de Thévenin que se coloca en las ecuaciones de la
̅ 1.
En general se tiene:
E =c
v
√3
(1)
Donde el subíndice e indica que es la tensión de la máquina eléctrica de donde
proviene la tensión; pueden ser motores, transformadores, entre otros. En el caso de las
redes de distribución la tensión será la nominal del primario o secundario del
transformador, depende del lado en que se haya provocado la falla.
1
Más adelante en el texto se explicará el cálculo que se está mencionando.
6
El factor c depende de la proporción entre resistencia y reactancia del circuito
equivalente, pero de acuerdo con la norma para instalaciones trifásicas con tensiones
nominales superiores a 1 kV este se toma como c = 1,10; pero para tensiones menores el
factor oscila entre 0,80 y 0,95. Por lo tanto para redes con tensiones superiores a los mil
volts se tiene:
E = 1,1
v
√3
(2)
2.3 Curvas tiempo-corriente (TCC)
Son gráficas donde se presenta el comportamiento de un equipo en el tiempo ante
diferentes magnitudes de corriente, sus dos ejes son logarítmicos. En el eje de las abscisas
se ubica el tiempo en segundos y en el de las ordenadas se muestra la corriente en ampere,
en algunas de las gráficas se observa un eje secundario con el tiempo en ciclos.
1000
Tiempo en segundos
100
10
1
0,1
0,01
0,001
0,1
1
10
100
1000
Corriente en ampere
10000
Figura 2-Gráfica de corriente de cortocircuito
7
2.4 Relación de velocidad de los fusibles de enlace
La relación de velocidad se define como:
“El valor de la corriente a 0,1 segundos entre el valor de la corriente a 300
segundos o 600 segundos, dependiendo de la relación de corrientes del fusible.”
Esos valores de corriente se toman de la curva de tiempo mínimo de fusión. El
fusible se considera más lento conforme aumenta el valor de la relación de velocidad, por
ejemplo: una relación de 6 es de un fusible rápido, una relación de 13 es de un fusible lento.
=
,
(3)
Figura 3-Relación de velocidades
8
CAPÍTULO 3: Corrientes de cortocircuito en redes de distribución
El cálculo de corrientes de cortocircuito es extenso y requiere del manejo de
complejos modelos matemáticos, por lo tanto en el presente capítulo no se van a explicar
las reducciones y consideraciones hechas para encontrar las ecuaciones de cálculo de las
sobrecorrientes para los distintos tipos de fallas, si el lector tiene el interés de conocer
acerca de estos se recomienda la lectura del manual sobre corrientes de cortocircuito de
Siemens (1985).
La determinación del valor de corriente de cortocircuito se realiza de la siguiente
manera:
1. Encontrar el equivalente de Thévenin del circuito en el punto de falla.
2. Realizar el análisis de las componentes simétricas para dicho circuito.
3. A partir de las componentes simétricas calcular la corriente alterna inicial de
cortocircuito con la fórmula respectiva, según el tipo de falla.
4. Con el valor de la corriente anterior se pueden encontrar las demás componentes
que integran la corriente de cortocircuito total a través del tiempo.
3.1 Definiciones
La corriente de cortocircuito es la sobrecorriente que se forma cuando dos puntos
con diferencias de potencial entran en contacto, la unión entre estos dos puntos suele
presentar poca impedancia por lo tanto la corriente resultante es muy alta; en otras palabras
cuando por alguna razón dos líneas del tendido eléctrico o una de ellas, las cuales se
encuentran a una tensión eléctrica2 distinta, entran en contacto entre ellas y/o con la tierra
2
Tensión eléctrica es la terminología correcta para lo que popularmente se conoce como voltaje, por
esa razón seguirá siendo usada en este texto.
9
se genera un camino que ofrece menor resistencia al paso de la corriente y esto provoca la
aparición de una corriente de cortocircuito o corriente de falla.
En la mayoría de los casos donde las corrientes eléctricas se convierten en corrientes
de cortocircuito no se deben a daños en el cable, sino a la aparición momentánea de un
objeto que conecte el cable con tierra o con alguna otro cable del tendido eléctrico. Por
experiencia a nivel mundial se sabe que el 80% de las fallas de este tipo son temporales y se
pueden resolver con la puesta en operación de los mecanismos de protección que se
explicarán más adelante.
Las corrientes de cortocircuito son indeseadas porque la magnitud de estas suele ser
mucho mayor que las corrientes de operación normales del sistema, al ser tan grande esta
corriente puede dañar la gran mayoría de equipos eléctricos de un hogar, industria,
comercio y subestación; por lo tanto sin la existencia de protecciones en una red de
distribución que puedan confrontar estas corrientes se podría perder equipo valioso para los
clientes como para la empresa encargada de la red, y/o sufrir apagones.
La definición oficial dada por la norma IEC-60909 de la Comisión Internacional
Electrotécnica es:
La corriente de cortocircuito es la corriente que circula durante el cortocircuito
por el punto de cortocircuito. Esta consta de una corriente alterna a la frecuencia
de servicio y con amplitud variable en el tiempo, además de una corriente
continua superpuesta que se atenúa hasta hacerse cero.
10
Figura 4-Curso en función del tiempo de la corriente de cortocircuito. a) Cortocircuito amortiguado (cercano al
generador). b) Cortocircuito no amortiguado (alejado del generador). [10]
3.2 Tipos de cortocircuitos
En sistemas de distribución se pueden presentar cinco tipos de fallas donde aparecen
corrientes de cortocircuito, clasificados en dos categorías: fallas simétricas o asimétricas.
Tabla 3-Descripción de las fallas por cortocircuito
Tipo de falla
Clasificación
Porcentaje de
ocurrencia
Unipolar a tierra o línea
a tierra
Asimétrica
85,00%
- Contaminación.
- Descargas atmosféricas.
- Vientos y lluvias.
Bipolar sin contacto a
tierra o línea a línea
Asimétrica
8,00%
- Ramas y animales.
Bipolar con contacto a
tierra o línea-línea-tierra
Asimétrica
5,00%
Tripolar o trifásica
Simétrica
2,00%
Doble contacto a tierra
Asimétrica
Fuentes: Chen (1994) y Tleis (2008).
>> 1,00%
Causas más comunes
- Ramas.
- Errores humanas durante
mantenimiento.
- Errores humanos durante
mantenimiento.
- Caída de torres o de postes
del tendido eléctrico.
- Accidentes de tránsito.
- Una falla unipolar a tierra.
11
Un ejemplo de errores durante el mantenimiento es cuando la cuadrilla deja por
descuido equipo de aislamiento aterrizado conectado a las líneas después de terminar de
realizar su trabajo y las líneas son puestas en operación sin que el equipo haya sido
removido, en esto se presenta una falla entre varias fases con contacto a tierra.
Otros ejemplos se pueden ver en el siguiente par de imágenes:
Figura 5-Fallas de cortocircuito. a) Falla bifásica sin contacto a tierra. b) Falla trifásica.
Los cortocircuitos de doble contacto a tierra son los más raros y son provocados por
un cortocircuito unipolar a tierra, esto sucede porque el primer cortocircuito genera un
desbalance en las líneas y las dos fases donde no se presentó la falla se ven afectadas por un
aumento considerable de la tensión en estas, al final una de estas dos fases también se va a
terminar cortocircuitando.
Como se observa en la siguiente imagen lo que sucede es que se presentan dos
cortocircuitos unipolares en diferentes fases, el segundo cortocircuito es producto del
primero.
12
Figura 6-Esquema de la red de un cortocircuito con doble contacto a tierra
3.3Cálculo de la corriente de cortocircuito
3.3.1 Cortocircuito tripolar (LLL)
En este tipo de cortocircuito las tres tensiones en el punto de cortocircuito son nulas
y las tres fases presentan cargas simétricas, dado que las corrientes se encuentran
desfasadas en 120°. En este tipo de casos el cálculo de la corriente solo se realiza para una
fase (Roeper, 1985).
Figura 7-Cortocircuito Tripolar [8]
Al ser la falla de tipo simétrica el cálculo es simple y solo se requiere de dos datos,
como se puede observar en la siguiente ecuación:
13
̅
=
̅
(4)
3.3.2 Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra (LL)
Se presenta una falla solo en dos de las fases. La magnitud de las corrientes iniciales
simétricas depende de la distancia respecto a máquinas asíncronas y/o síncronas, si se
encuentra alejado su corriente será menor que la de un circuito tripolar, pero si está en las
proximidades puede llegar a ser mucho mayor(Roeper, 1985).
Figura 8-Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra [8]
| ̅|=| ̅|= ̅
=
√3
̅ + ̅
(5)
En muchos casos sucede que:
̅
=
̅
(6)
Por lo tanto la expresión (6) se reduce a:
̅
=
√3
̅
2
(7)
14
3.3.3 Cortocircuito bipolar con contacto a tierra (LLT)
Sucede en las mismas circunstancias que el caso anterior, solo que las fases
involucradas en la falla se encuentran en contacto contierra(Roeper, 1985).
Figura 9-Cortocircuito bipolar con contacto a tierra [8]
̅
= ̅ + ̅ =3
̅ ̅ + ̅
̅
̅ + ̅
̅
(8)
3.3.4 Cortocircuito unipolar a tierra (LT)
Son los cortocircuitos más frecuentes, se presentan cuando una de las fases se
cortocircuita de alguna manera con la referencia. La corriente que se presenta en estos
casos puede superar a la mayor corriente de cortocircuito tripolar; estafalla se presenta en
las redes con puesta a tierra rígida o con puesta a tierra a través de una impedancia muy
pequeña (Roeper, 1985).
15
Figura 10-Cortocircuito unipolar a tierra [8]
̅
=
3
̅ + ̅ + ̅
(9)
3.3.5 Doble contacto a tierra
Esta falla se presenta en las redes con neutro aislado o en aquellas con puesta a
tierra compensante. Este tipo de corriente en conjunto con la anterior debe de ser tomada en
cuenta al determinar la tensión de contacto, resolver problemas de interferencias y durante
el dimensionamiento de puestas a tierra (Roeper, 1985).
Figura 11-Cortocircuito de doble contacto a tierra[10]
16
El diagrama de este tipo de cortocircuito se puede observar con detalle en la figura
6.
̅
=
6 ̅
3
+2 ̅
!
+ ̅
!
(10)
17
CAPÍTULO 4: Protecciones en una red de media tensión
4.1Cualidades básicas de las protecciones
4.1.1 Confiabilidad
Actuar siempre que ocurra la falla para la cual fue diseñada, esto significa que el
dispositivo no debe de fallar cuando se requiere que cumpla con su diseño. Esta
característica parte desde la selección del proveedor, la marca, el tipo de instrumento y se
conserva con un adecuado mantenimiento de los equipos.
4.1.2 Selectividad
Cuando se presente una falla en el sistema debe de actuar la protección más cercana
a la falla, en otras palabras el componente que protege esa zona; esto para no cortar la
energía que alimenta otras áreas del sistema. Un ejemplo de zonas de protección es el de la
siguiente imagen.
Figura 12-Zonas de protección
4.1.3 Sensibilidad
El elemento protector debe de ser capaz de actuar al detectar una falla,
discriminando otras situaciones, en el caso de protecciones de cortocircuito los dispositivos
deben de diferenciar entre corrientes de sobrecarga y corrientes de cortocircuito.
18
4.1.4 Rapidez
Actuar tan pronto como sea posible, esto para que los aparatos eléctricos no sufran
daños debido a la exposición a sobretensiones o sobrecorrientes, además de evitar que el
sistema salga de sincronismo. Esta cualidad depende de la magnitud de la falla y de la
coordinación con otras protecciones.
4.2 Tipos de protecciones
4.2.1 Reconector o restaurador (recloser)
Es un dispositivo con la inteligencia artificial necesaria para detectar una corriente
de cortocircuito, interrumpir el flujo de corriente y luego cumplir con la secuencia para la
que ha sido programado. La secuencia lo lleva a desconectar y reconectar la línea a
diferentes tiempos para saber si la falla es temporal o permanente, si ocurre esto último el
reconector queda abierto y deberá de ser cerrado manualmente. El número de veces que el
restaurador repite el proceso de conexión-desconexión es entre 3 o 4 veces, las primeras
siempre son operaciones rápidas, mientras que la última es más retardada.
4.2.1.1 Factores a considerar para aplicación
Cooper Power Systems define en su manual sobre sistemas de protección (1990)
que hay seis factores importantes a tomar en cuenta para seleccionar un reconector:
a) Tensión del sistema: La tensión de fase a fase no debe de ser superior a la tensión
que puede soportar el dispositivo.
b) Corriente máxima de falla (corriente de cortocircuito máxima): La capacidad de
interrupción del restaurador deber ser igual o mayor que la corriente de falla
19
máxima que puede suceder en la localización del reconector; preferiblemente en la
zona que va a proteger.
c) Corriente máxima de carga (corriente de sobrecarga): La capacidad nominal de
corriente del dispositivo debe ser igual o mayor que la corriente de carga máxima a
través del reconector.
d) Corriente mínima de falla: La corriente mínima de corte seleccionada debe de
permitir que el aparato responda a la corriente de falla mínima que puede suceder en
la zona donde se encuentra el restaurador.
e) Sensor de falla a tierra: Como la mayoría de las fallas de sistemas conectados en
estrella (Wye connected) se encuentran relacionadas con sobrecorrientes en el neutro
o en la tierra, se debe de coordinar dentro del dispositivo los tiempos de secuencia
entre la parte trifásica y la del neutro, donde los de este último deben de ser mayores
para asegurar que el sistema solo desconectará las fallas en el neutro sin afectar el
servicio de las otras tres líneas.
f) Coordinación con otros elementos: Debe de existir coordinación con los demás
dispositivos de protección a ambos lados del reconector. Esto se logra con el manejo
del tiempo dual que posee el aparato para censar corrientes de falla.
20
Un ejemplo del comportamiento del tiempo dual es el que se muestra a
continuación:
Figura 13-Secuencia típica para un reconector hasta bloqueo
4.2.1.2 Posiciones de los reconectores en el sistema
Este tipo de aparato es empleado usualmente en las siguientes tres posiciones:
a) En la entrada y salida de las subestaciones como el primer dispositivo de protección
en la alimentación.
b) A gran distancia de las subestaciones para separar grandes alimentadores, así
prevenir la interrupción de la línea de distribución completa si se presenta una falla
permanente cerca del final de esta.
c) En los ramales de los alimentadores principales, para proteger a estos de
interrupciones y cortes debido a fallas en las ramas.
4.2.1.3 Tipos
La clasificación de estos dispositivos se puede hacer de tres formas: a) por el tipo de
control que utilizan (hidráulico o electrónico), b) por las fases en las que trabajan
(monofásicos o trifásicos) o c) por el tipo de interrupción empleada (en aceite, con
hexafluoruro de azufre o en vacío).
21
4.2.1.3.1
.1 Monofásicos
Son utilizados para proteger líneas monofásicas, como ramales o derivaciones del
alimentador principal, también se pueden emplear en circuitos trifásicos
trifásicos donde las cargas
son principalmente monofásicas porque si se presenta una falla en alguna de las líneas se
mantiene el servicio en las dos terceras partes del sistema.
Figura 14-Reconector monofásico
4.2.1.3.2 Trifásicos
Son colocados cuando se requiere una apertura definitiva en todas las fases ante
fallas permanentes, además para prevenir alimentación monofásica de cargas trifásicas, un
ejemplo de esto último son los grandes motores trifásicos. Este tipo de restaurador puede
p
operar como:
a) Disparo monofásico y apertura definitiva trifásica, que consisten en tres
reconectores monofásicos montados en un tanque común con una interconexión
mecánica únicamente para apertura definitiva. Cada fase opera de manera
independiente para disparos por sob
sobrecorrientes
recorrientes y recierre, cuando una falla es
permanente y una de las fases se mantiene abierta de manera definitiva, el
22
interconector mecánico se encarga de abrir las otras dos fases para evitar la
energización monofásica de cargas trifásicas.
b) Disparo trifásico
ásico y apertura definitiva trifásica, donde ante alguna falla los tres
contactos se abren de manera simultánea, esto porque las tres fases operan por un
mecanismo común y por lo tanto están mecánicamente ligadas.
Figura 15-Restaurador trifásico
4.2.1.3.3
.3 Control hidráulico
Como su nombre lo indica el sistema de control se basa en los principios
hidráulicos; son utilizados usualmente para proteger líneas monofásicas y muchas
trifásicas. Pueden venir con un sistema simple donde el reconector emplea el mismo aceite
para la interrupción de corriente, la separación de partes energizadas a tierra, el recuento y
la temporización; por otro lado puede ser con sistema doble donde
don e la temporización de las
operaciones retardas se realiza en otro
otro tanque con un fluido distinto al que se utiliza para
todas las demás tareas.
Estos dispositivos pueden venir con aceite, el cual se contamina con el tiempo y
daña sus características dieléctricas, o pueden usar el vacío lo que le da al equipo una
mayor duración, menor necesidad de mantenimiento, poco peso, además de que no se
23
presenta ruido o generación de gases durante la interrupción de corriente. También el uso
de vacío logra que el ciclo de trabajo sea cuatro veces la cantidad de uno de aceite.
La ventaja de los equipos con control hidráulico es que son muy económicos y
sencillos, pero no suelen ser muy exactos o veloces durante el despeje de la corriente de
falla.
4.2.1.3.4 Control electrónico
Este sistema de control permite una mayor precisión, flexibilidad y versatilidad que
los restauradores hidráulicos. El equipo posee un gabinete separado del reconector donde se
colocan las características tiempo-corriente, niveles de disparo de corriente y operaciones
de secuencia; todo esto para que no sea necesario desconectar o desmontar el equipo y el
encargado pueda realizar los ajustes o modificaciones de los parámetros en el campo.
Además presenta un amplio rango de accesorios para cambiar su operación básica en caso
de ser necesario.
El equipo se compone de tres transformadores de medida que censan la corriente de
línea y traducen esa información a la computadora interna, la cual toma la decisión de abrir
los contactos si se presenta una falla e inicializa la secuencia de revisión hasta que se
restablezca el servicio o mantener los pestillos abiertos si la falla es permanente.
4.2.1.4 Tipos de curva tiempo-corriente
Como se puede observar en la figura 16 el equipo siempre va a presentar dos curvas
básicas, la primera que uno se encuentra al ir de izquierda a derecha es la de operación
rápida y la siguiente es la operación retardada del equipo. La cantidad de operaciones
rápidas y lentas son definidas por el usuario pero no son mostradas en la gráfica.
24
Figura 16-Curva TCC de un reconector hidráulico monofásico
4.2.2 Seccionador (sectionalizer)
Es un equipo que aísla de manera automática las secciones de la línea donde se
presenta una falla del sistema de distribución. Este dispositivo se utiliza en serie con un
reconector o un disyuntor porque carece de la capacidad para interrumpir una falla. Sus
ventajas incluyen flexibilidad de aplicación, conveniencia y seguridad, además son muy
prácticos cuando aparecen problemas de coordinación entre dispositivos.
25
Figura 17-Seccionalizador
Los seccionadores pueden ser colocados entre dos equipos que tienen curvas de
operación que se encuentran muy cerca o cuando se presentan fallas con magnitudes muy
altas que no permiten coordinación de fusibles con reconectores de respaldo o disyuntores.
4.2.2.1 Tipos
Estos dispositivos pueden clasificarse por su sistema de control, que puede ser
hidráulico o electrónico.
4.2.2.1.1 Control hidráulico
Son utilizados en todos los seccionadores monofásicos y en las versiones pequeñas
de los trifásicos. Censan las sobrecorrientes a través del flujo que atraviesa el núcleo,
cuando la sobrecorriente desaparece se logra un conteo mediante el bombeo de aceite
dentro de una cámara, una vez finalizado el conteo se libera un pestillo que abre los
contactos.
4.2.2.1.2 Control electrónico
Al igual que los reconectores electrónicos llegan a ser más flexibles y fáciles de
ajustar, se utilizan en líneas trifásicas de gran tamaño.
26
4.2.2.2 Factores
es a considerar para aplicación
Para el correcto empleo de estos equipos es necesario conocer:
a) Tensión del sistema
b) Corriente máxima de falla (corriente de cortocircuito máxima)
c) Corriente máxima de carga (corriente de sobrecarga)
d) Coordinación con otros elementos
4.2.3 Disyuntor o interruptor (circuitbreaker)
Sonn utilizados en las subestaciones como protección contra sobrecorrientes porque
son interruptores mecánicos capaces de hacer, llevar o romper corrientes bajo condiciones
normales del circuito o bajo condiciones anormales durante un tiempo especificado. Pueden
Pue
ser operados manualmente o por medio de relevadores, eso los hace equipos caros y
voluminosos.
Figura 18-Disyuntor
Se presentan bajo cinco tipos de métodos de interrupción, pero en sistemas de
distribución de energía eléctrica
eléctrica se utilizan usualmente con interruptores de aceite, vacío o
aire.
27
Los mecanismos de almacenamiento de energía y el número respectivo de
operaciones de cierre y apertura son de acuerdo a la norma ANSI 37.12:
•
Aire comprimido u otro gas con dos operaciones.
•
Neumático o hidráulico con cinco operaciones.
•
Resorte comprimido por motor con una operación, el reajuste del resorte tarda diez
segundos.
4.2.3.1 Parámetros a considerar para su escogencia
a) Tensión máxima que soporta el equipo.
b) Factor de rango de tensión (K): Es la razón entre la tensión máxima y la mínima de
operación.
"
=
#$ %
#$&'
(11)
c) Corriente nominal: Máxima corriente que puede conducir el disyuntor en
condiciones normales de operación sin que se excedan los límites de temperatura
permisibles.
d) Tiempo de interrupción: El intervalo de tiempo desde el momento de energización
del actuador hasta la apertura del circuito.
e) Máxima corriente de falla
f) Capacidad de interrupción de corriente simétrica: Si la tensión se encuentra entre
1/K y 1 veces la tensión máxima se calcula la capacidad de que el disyuntor pueda
interrumpir la corriente de cortocircuito como se presenta a continuación:
(&)
=
̅ ∗
#$
#
%
(12)
28
Para tensiones menores a 1/K veces la tensión máxima la ecuación anterior cambia
a:
(&)
=
̅ ∗"
(13)
g) Retardo del tiempo para el disparo: Es el tiempo máximo permisible durante el cual
el disyuntor puede conducir una corriente igual a la ecuación (13) antes de la
interrupción de la misma.
h) Capacidad de interrupción de corriente para 3 s: Es el valor rms de corriente de
cortocircuito que el disyuntor debe ser capaz de conducir durante los primeros tres
segundos. No se debe de exceder una corriente igual a 2,7* ̅ ∗ ".
4.2.4 Relevador o relé (relay)
Es la parte del disyuntor que se encarga de identificar la corriente de falla,
determina el tiempo de apertura y maneja todas las demás acciones de control. El aparato
consiste de un elemento operacional y un conjunto de contactos eléctricos, el elemento
operacional toma la información del transformador de medición, de corriente o potencial, y
la convierte en instrucciones de movimiento para los contactos.
4.2.4.1 Clases de relevadores
Actualmente existen tres variedades de relevadores, dependiendo de su
configuración física y mecánica.
4.2.4.1.1 Atracción electromagnética
Se encuentran formados por una bobina con un núcleo magnético que en uno de sus
extremos tiene un contacto móvil el cual se desplaza junto con el núcleo y cierra el circuito
de disparo a través de un contacto fijo. Pueden ser de bisagra o de émbolo.
29
Figura 19-Relevador de atracción electromagnética. a) bisagra, b) émbolo
Por lo tanto son relevadores que operan por atracción magnética mediante un
solenoide, en el caso del de émbolo, o armadura magnética para el de bisagra.
4.2.4.1.2 Inducción electromagnética
Son motores de inducción en los cuales el estator tiene bobinas de corriente y
potencial, y los flujos creados en la bobina inducen corrientes en el disco.
La interacción entre el rotor y el estator crea un par que hace girar el rotor en
oposición al resorte de espiral, que lo mantiene en su posición normal, y cierran los
contactos del circuito de disparo.
Figura 20-Relevador de inducción electromagnética
30
4.2.4.1.3 Estado sólido
Está compuesto por componentes de baja corriente que trabajan con señales de
tensión y corriente continua.
4.2.4.2 Tipos
En sistemas de distribución de energía eléctrica se utilizan dos tipos de relevadores.
4.2.4.2.1 Sobrecorriente
Las características de tiempo-corriente dependen de la familia de curvas que se
seleccione para operar, estas pueden ser: inversa, moderadamente inversa, muy inversa y
extremadamente inversa3.
La posición de la curva se determina por la elección del tapy los ajustes del nivel de
tiempo. El tap establece el valor mínimo de la corriente de entrada del secundario que se
tendrá de los aumentos progresivos que causaran el levantamiento del relevador.
La corriente a la cual actúa el dispositivo se determina de la siguiente manera:
(+,,-./0. 2. 2-345,+ 6í/-65 = 859ó/ 2. 0,5/3;+,65<-ó/ ∗ 054 .=.>-2+
(14)
Generalmente cuando la corriente de falla es función de la localización de la falla,
por ende depende poco de la generación y condición de tensión del sistema se utilizan
relevadores con curvas muy inversas o extremadamente inversas, porque proveen excelente
coordinación con fusibles y buenas condiciones con reconectores, pero además ofrecen la
capacidad de levantamiento de carga después de cortes de electricidad extendida.
Por otro lado cuando la corriente de falla es función primordialmente de la
condición de generación en el momento de esta se seleccionan equipos con curvas inversa o
moderadamente inversa.
3
Opera en tiempos cortos para magnitudes altas de corriente y de forma lenta para valores de
corrientes bajos, siempre cuando sean superiores al valor mínimo de arranque.
31
La última característica de estos relevadores, la cual es importante para poder
coordinar con otros equipos, es el tiempo que invierte en regresar a su posición original4
cuando la falla se ha despejado. Este tiempo de reposición depende de la distancia que haya
avanzado el disco del relevador como del desplazamiento producido por efectos de la
fuerza de inercia del disco, usualmente el sistema tarda diez segundos en restablecer
después de un recierre exitoso.
4.2.4.2.2 Recierre
Controla el tiempo que transcurre desde el instante en que el disyuntor interrumpe la
corriente de falla, respondiendo a la información brindada por el relevador de
sobrecorriente y después de un tiempo predeterminado le envía al disyuntor una señal de
cierre.
El relevador de recierre establece la secuencia de tiempo basándose en el momento
en que la falla se elimina. El conteo de esta secuencia se puede hacer a través de un sistema
electrónico o de un motor síncrono. Se recomiendo que el tiempo de recierre sea mayor al
tiempo que tarde el disco del relé de sobrecorriente en volver a su posición original.
4.2.4.3 Tipos de curva tiempo-corriente
En la figura 21 se pueden apreciar las formas que toman las curvas de los relés
según la magnitud de comportamiento inverso seleccionado, el equipo actuará de manera
más veloz conforme más inversa sea la curva. Lo anterior es deseable para proteger de
manera expedita a las subestaciones pero si un disyuntor actúa muy rápido dificulta la tarea
de encontrar equipos que puedan coordinar con este en el resto de la red.
4
Dicho dato es entregado por el fabricante.
32
Figura 21-Tipos de tendencias en las curvas de interruptores (azul: extremadamente inversa, rosado: muy inversa
y verde: inversa)
La figura 22 muestra las dos formas en que puede representarse la actuación
instantánea del equipo, la de color rosado indica el comportamiento normal del equipo y su
acción instantánea por separado, mientras que la curva anaranjada presenta la forma que
toma al sumarse ambas curvas. Conocer estas representaciones se vuelve de importancia al
aplicar los distintos criterios de coordinación entre este dispositivo y otros equipos.
33
Figura 22-Formas de graficar la acción instantánea en los interruptores
4.3El fusible
Son los dispositivos más simples y económicos del sistema de protección, además
son muy confiables porque pueden cumplir con sus funciones por más de 20 años sin la
necesidad de mantenimiento.
Su función principal es la de servir como un enlace débil entre dos secciones de la
red eléctrica, pero para que funcionen apropiadamente deben de censar la condición que
tratarán de proteger, interrumpir la falla rápidamente y coordinar con todos los demás
dispositivos de la red.
34
Cuando la corriente que atraviesa el dispositivo es mayor a la mínima corriente de
fusión para la cual fue diseñado el elemento principal del fusible se funde, separando así la
falla de la red. Al ser de bajo costo solo se remplaza por uno con las mismas características.
Existen tres tipos básicos de fusibles:
4.3.1 Fusible de expulsión (expulsion fuse)
Son los principales tipos de fusibles, se rigen por el principio de expulsión donde
una parte funciona como enlace la cual se funde cuando se presente una corriente de
cortocircuito, y la otra es un contenedor que confina el arco de potencial que se genera
cuando el enlace se rompe.
4.3.1.1Fusibles de enlace (fuse links)
Son el enlace débil y fácil de remplazar después de haber brindado la protección
deseada, se encuentran normados por la ANSI C37.43.
El principal componente es un elemento que puede ser de varios materiales y
tamaños, este se funde cuando la corriente que lo atraviesa es mayor que la que puede
soportar. Sus características tiempo-corriente dependen de sus dimensiones y los materiales
que lo componen.
Se pueden presentar de dos formas, la más básica solo tiene un elemento fundible,
pero si se desea que el dispositivo tenga protección contra sobrecargas entonces se
compone de un elemento dual.
35
Figura 23-Fusibles de enlace de elemento único y dual [17]
Las características de estos fusibles se resumen en gráficos tiempo-corriente (TCC),
los cuales se componen de dos curvas, la primera presenta la tolerancia promedio que el
fabricante asegura que el equipo soporta ante las corrientes, esta es llamada la curva de
tiempo mínimo de fusión (minimun melting time). La otra curva es la del tiempo total de
despeje (máximum clearing time), la cual se compone por la curva de fusión promedio más
la tolerancia del fabricante y los tiempos en que se presentan arcos.
36
Figura 24-Curva tiempo corriente de un fusible de enlace
37
4.3.1.1.1 Tipos de fusibles de enlace
Tipo
Rápido (K)
Lento (T)
Capacidad de Relación de
corriente*
velocidad
150%
150%
MS o KS
130%
Slow-Fast
150%
Mejor coordinación
Otras características
Con relés de curva
inversa
Remueve fallas en un
menor tiempo
10-13
Con reconectores de
aceite y otros fusibles
Mayor resistencia a
transitorios y corrientes
de arranque
20
Con equipos que
requieran un
comportamiento más
lento que el ofrecido
por el tipo T
6-8
Especializados en
proteger transformadores
Estándar
(STD)
150%
7-11
H
100%
7-11
Cuando se requiere un
comportamiento
intermedio entre el tipo
K y el T
Característica de fusión
muy rápida
N
100%
6
X
100%
32
Son de elemento dual
Sft
Son de elemento dual
Dual
13-20
Son de elemento dual
Nota: *Es la cantidad de corriente nominal que soporta el dispositivo antes de fundirse.
Fuentes: Arce (2010), Cooper Power Systems (1990), Hubbell Power Systems (2008) e
Industrias RMS S.A.
38
Figura 25-Velocidad relativa de fusibles de enlace marca Chance (Format: 10 A links)
Figura 26-Fusible tipo Slow-Fast [18]
4.3.1.1.2 Otras consideraciones
Existen dos factores a tomar en cuenta durante la selección de un fusible de
expulsión, estas deterioran la capacidad de original del dispositivo para soportar
sobrecorrientes, porque disminuyen el punto de fusión del elemento fundible. Estas dos
características son la temperatura ambiente y los efectos de precarga5.
5
El grado en que la corriente que fluye a través del enlace del fusible aumentará la temperatura, al
incrementarse esta se provocará una reducción en el tiempo en que el enlace llegará a fundirse.
39
Las curvas tiempo corriente de los fusibles son creadas con equipos a 25°C de
temperatura ambiente de operación, por lo tanto variaciones en esta tienen un efecto directo
sobre la curva de tiempo mínimo de fusión. A una mayor temperatura la curva se desplaza
hacia la izquierda, indicando que el elemento se funde ante corrientes menores, por otro
lado a temperaturas menores a los 25°C la curva se mueve hacia la derecha, lo que le
permite al fusible soportar corrientes de cortocircuito
mayores. Para tomar en
consideración la temperatura ambiente durante la coordinación de los elementos se utiliza
la siguiente gráfica.
Porcentaje de multiplicación de la curva
de tiempo mínimo de fusión
Gráfico 1-Factores para cambio en la temperatura ambiente de fusibles de enlace
1,30
1,25
1,20
Estaño
Plata
1,15
1,10
1,05
1,00
0,95
0,90
-40
-20
0
20
Temperatura ambiente °C
40
60
La aplicación de la gráfica anterior es simple, se busca la temperatura ambiente a la
que se va a encontrar el equipo en el eje de las abscisas y seguidamente se ubica el
porcentaje de desplazamiento en el eje de las ordenadas, hacia la derecha o izquierda, según
el material del fusible (plata o estaño).
Los efectos de precarga deterioran la capacidad del fusible de soportar las corrientes
de falla y para tomarlas en consideración se hace uso de una gráfica donde se observa el
40
corrimiento hacia la izquierda, en porcentaje, de la curva de tiempo mínimo de fusión
respecto a un aumento en el efecto de precarga. Este efecto es diferente para cada material.
Porcentaje de corriente de precarga en términos del
índice del enlace
Gráfico 2-Comportamiento de los fusibles de enlace ante el efecto de precarga
200
175
150
125
100
75
50
25
0
0
20
40
60
80
Porcentaje de tiempo de fusión
Plata
100
Estaño
4.3.1.2 Portafusibles (fuse cutouts)
Los fusibles de enlace requieren ser utilizados en conjunto con otros dispositivos
que les permitan controlar los arcos de potencial que se forman cuando los enlaces se
funden. Por eso son colocados en portafusibles los cuales constan de tubos con fibra
desionizadora que cuando el elemento se funde emiten gases de desionización que
aumentan la fortaleza dieléctrica, por lo tanto ayudan a comprimir y enfriar el arco de
potencial.
41
Figura 27-Portafusibles
Este equipo se encuentra estandarizado por la norma ANSI C37.42 y los más típicos
son:
a)
Enlace abierto: Es el diseño más simple, emplea únicamente un tubo auxiliar
para contener y despejar los arcos.
b)
Abierto: El fusible de enlace es insertado en un tubo de fibra ósea o un
portafusible que incrementan
increm
la capacidad de despeje de la falla.
c)
Cerrados (enclosed
enclosed): Aparte de lo que posee un portafusibles
porta
abierto, se
encuentra montado dentro de un empaque de aislamiento.
4.3.1.3 Características de selección
El primer factor a considerar es el tipo de labo
laborr que debe de desempeñar el fusible,
si es proteger a un equipo entonces lo importante es seleccionarlo para que se funda antes
de que se presenten las corrientes que pueden dañar al equipo; por otro lado si se va a
utilizar como seccionador de las líneas de distribución entonces lo que rige a la hora de
elegirlo es la correcta coordinación con los demás elementos, esto se detallará
detal
en el
próximo capítulo.
42
El segundo factor a tomar en cuenta es la filosofía de protección que tenga la
empresa de distribución y esto se refleja en la colocación de cada elemento de protección
dentro del sistema.
4.3.2 Fusible de vacío (vacuum fuse)
Son llamados de esta forma porque el elemento fundible se encuentra confinado
dentro de un medio que produce el vacío. Poseen carriles que controlan el camino que sigue
el arco y así lo contienen hasta que se logre la interrupción completa. Además incluyen un
escudo y aislamiento cerámico que ayudan a contener el vapor producido por la fundición
de los metales gracias a las diferencias de presión. Llegan a soportar hasta corrientes de 450
ampere.
4.3.3 Limitador de corriente (current-limiting fuse)
Son fusibles que limitan la energía que atraviesa al elemento protector. Para estos
dispositivos es importante conocer la corriente que atraviesa en ese momento el fusible, la
cual depende de la relación Χ/R de la falla; el punto de fundición mínimo, que mide la
habilidad del fusible para soportar transientes sin dañarse; el valor pico del arco de
potencial, que se encuentra relacionado con la magnitud de la corriente de falla, y el calor
que atraviesa el fusible, lo cual mide la capacidad para reducir efectos destructivos durante
las fallas.
43
Figura 28-Fusible limitador de corriente
El calor que atraviesa al fusible depende del cuadrado de la corriente como se
muestra a continuación:
?
=
0
(15)
Lo que se busca con estos dispositivos, los cuales se usan en conjunto con fusibles
de expulsión en la mayoría de casos, es disminuir la explosión proveniente de la fundición
del fusible. Como se puede observar en la siguiente gráfica, al comparar la cantidad de
energía liberada durante una falla por un fusible de expulsión solo y una combinación con
un fusible limitador de corriente; se nota claramente que al asociar el limitador de corriente
con de expulsión el calor que se libera durante la fundición es mucho menor.
Figura 29-Comparación de operación sin y con limitador de corriente
44
4.3.3.1 Características para selección
La característica principal para seleccionar un limitador de corriente es la relación
de tensión de este, por eso para encontrar la relación que más conviene se analiza el tipo de
sistema, la tensión máxima del sistema, el tipo de cargas y el neutro a tierra.
4.3.3.2 Tipos de fusibles limitadores de corriente
4.3.3.2.1 Rango parcial o de respaldo (partial range or back-up)
Es capaz de interrumpir corrientes sobre los 500 A, se debe utilizar en conjunto con
fusibles de expulsión u otros dispositivos similares.
4.3.3.2.2 Propósito general (general purpose)
Se encuentra diseñado para interrumpir todas las corrientes de falla desde la
corriente de interrupción hasta la corriente que causa la fundición del elemento en una hora.
Por lo tanto depende de los materiales de los que está compuesto.
4.3.3.2.3 Rango completo (full-range)
Interrumpe todas las corrientes continuas.
4.3.3.3 Tipos de curva tiempo-corriente
La representación de un fusible limitador de corriente es igual a la de uno de
expulsión, se compone de una curva de tiempo mínimo de fusión y otra de tiempo máximo
de despeje, la diferencia radica en que todos los fusibles limitadores de corriente poseen
una acción extremadamente inversa, lo cual los hace actuar de manera rápida ante las fallas.
45
Figura 30-Curva tiempo corriente de un fusible limitador de corriente
46
CAPÍTULO 5: Criterios de Coordinación
Como se ha mencionado anteriormente para un correcto funcionamiento del sistema
de protecciones en las líneas de distribución es necesario que exista coordinación entre
todos los elementos del sistema, eso incluye no solo a los dispositivos que brindan la
protección sino también los equipos pasivos, como lo son los transformadores y los bancos
de capacitores.
Existen tres reglas básicas para una correcta coordinación:
1. Darle a todas las fallas la posibilidad de ser temporales.
2. Interrumpir la transmisión de energía únicamente ante fallas permanentes.
3. Remover del servicio la menor porción posible de la línea.
Teniendo claro los tres puntos anteriores la coordinación entre elementos se realiza
mediante el uso de las curvas tiempo corriente que representan a cada dispositivo, además
existen criterios propios dependiendo de los equipos, estos criterios serán descritos en las
siguientes secciones.
Es muy importante aclarar que la coordinación se basa en el conocimiento de la
corriente máxima de falla que se puede presentar en el punto de la red que se está
analizando, por lo tanto cuando se dice que dos o más equipos están coordinados significa
que para corrientes de cortocircuito iguales o menores a la que fue determinada los
dispositivos van a funcionar como es deseado; pero para sobrecorrientes mayores no
necesariamente se mantiene dicha coordinación.
La coordinación de algunos equipos requiere tomar en consideración el tipo de falla
que se pueda presentar.
47
5.1 Valores de corrientes de cortocircuito para los circuitos de la Compañía
Nacional de Fuerza y Luz
En el presente apartado se muestran de manera resumida las diferentes magnitudes
de corrientes de falla por subestación para el caso de la Compañía Nacional de Fuerza y
Luz, debido a la configuración de la red de esta empresa de distribución se llegan a
presentar corrientes de cortocircuito muy altas en las barras de las subestaciones, las cuales
deben de tomarse en cuenta.
Los datos son mostrados en tablas, donde se indica para cada circuito de la
subestación la corriente máxima según tipo de falla, este valor es específico de las barras
de la subestación. Los datos provienen del cálculo de corrientes de cortocircuito realizados
por la CNFL para los años 2011 y 2012, además todos se encuentran en kiloampere.
Tabla 4-Resumen para la subestación de Alajuelita, datos 2011-2012 en kA
Código
del
circuito
101
102
103
104
105
106
107
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,23
6,23
6,26
6,20
6,20
6,20
6,23
7,59
7,59
7,61
7,60
7,60
7,60
7,60
5,40
5,40
5,42
5,37
5,37
5,37
5,40
7,84
7,84
7,87
7,84
7,84
7,84
7,84
Tabla 5-Resumen para la subestación de Anonos, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
201
202
203
205
207
208
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,50
7,38
5,63
7,70
6,50
7,38
5,63
7,70
6,50
7,38
5,63
7,70
4,19
5,62
3,63
5,59
4,19
5,62
3,63
5,59
4,19
5,62
3,63
5,59
48
Tabla 6-Resumen para la subestación de Barva, datos 2011-2012 en kA
Código del circuito
1201
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
2,46
2,41
2,13
2,25
Tabla 7-Resumen para la subestación de Belén, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
2201
2202
2203
2204
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,35
5,96
3,77
5,91
4,65
6,95
4,03
6,58
4,35
5,96
3,77
5,91
4,65
6,95
4,03
6,58
Tabla 8-Resumen para la subestación de Brasil, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1404
1405
1406
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
5,24
5,69
4,53
5,94
5,24
5,69
4,53
5,94
5,24
5,69
4,53
5,94
Tabla 9-Resumen para la subestación de la Caja 1, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1501
1502
1504
1505
1506
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,31
5,88
3,73
5,85
4,31
5,88
3,73
5,85
6,87
9,15
5,95
9,19
4,31
5,88
3,73
5,85
4,31
5,88
3,73
5,85
Tabla 10-Resumen para la subestación de la Caja 2, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1503
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,31
5,88
3,73
5,85
49
Tabla 11-Resumen para la subestación de Colima, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
301
302
303
304
306
308
309
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
8,15
11,58
7,05
11,23
8,15
11,58
7,05
11,23
8,15
11,58
7,05
11,23
8,15
11,58
7,05
11,23
14,05
19,71
12,17
19,32
14,05
19,71
12,17
19,32
14,05
19,71
12,17
19,32
Tabla 12- Resumen para la subestación de Curridabat, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1601
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
3,53
3,51
3,05
3,36
Tabla 13-Resumen para la subestación de Desamparados, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
401
402
403
404
405
406
407
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,06
8,37
5,25
8,20
6,06
8,37
5,25
8,20
6,06
8,37
5,25
8,20
6,06
8,37
5,25
8,20
5,25
7,28
4,55
7,13
5,25
7,28
4,55
7,13
5,25
7,28
4,55
7,13
Tabla 14-Resumen para la subestación de Electriona, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1804
1805
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
3,83
4,38
3,32
4,43
3,83
4,38
3,32
4,43
50
Tabla 15-Resumen para la subestación de Escazú, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
2803
2804
2805
2806
2807
2808
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,52
6,08
3,92
6,06
4,52
6,08
3,92
6,06
4,15
5,47
3,59
5,50
4,52
6,08
3,92
6,06
4,04
5,45
3,50
5,45
4,47
5,35
3,87
5,56
Tabla 16-Resumen para la subestación del Este, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1101
1102
1103
1104
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,51
8,90
5,64
8,76
6,51
8,90
5,64
8,76
6,51
8,90
5,64
8,76
6,51
8,90
5,64
8,76
Tabla 17-Resumen para la subestación de Guadalupe, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
501
502
504
505
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
5,39
5,36 4,67
5,18
5,39
5,36 4,67
5,18
5,30
5,28 4,59
5,10
4,41
4,40 3,82
4,27
Tabla 18-Resumen para la subestación de Heredia, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
2501
2502
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
2,60
2,80
2,25
2,91
2,60
2,80
2,25
2,91
51
Tabla 19-Resumen para la subestación de Lindora, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
2703
2704
2706
2707
2709
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,58
8,12
5,70
8,39
6,58
8,12
5,70
8,39
5,80
7,29
5,02
7,49
4,33
5,91
3,75
5,86
4,33
5,91
3,75
5,86
Tabla 20-Resumen para la subestación de Porrosatí, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1302
1304
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
3,48
3,89
3,01
3,68
3,48
3,89
3,01
3,68
Tabla 21-Resumen para la subestación de Primer Amor, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
1001
1002
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,69
4,70
4,06
4,56
4,68
4,69
4,05
4,55
Tabla 22-Resumen para la subestación de Sabanilla, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
701
702
703
704
705
706
707
708
709
LLL
3,89
3,89
3,04
3,04
9,54
9,54
9,17
9,17
3,04
Máxima corriente de falla
LLT
LL
LT
3,90
3,37
3,90
3,90
3,37
3,90
4,93
2,64
4,44
4,93
2,64
4,44
12,08
8,27
12,34
12,08
8,27
12,34
10,11
7,94
10,56
10,11
7,94
10,56
4,93
2,64
4,44
52
Tabla 23-Resumen para la subestación de San Miguel, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
2601
2602
2603
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,31
5,88
3,73
5,84
4,31
5,88
3,73
5,84
4,31
5,88
3,73
5,84
Tabla 24-Resumen para la subestación de Sur, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
801
802
803
804
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
4,88
4,86
4,23
4,69
4,88
4,86
4,23
4,69
5,93
5,89
5,14
5,65
5,91
5,87
5,12
5,63
Tabla 25-Resumen para la subestación de Uruca, datos 2011-2012 en kA
Código del
circuito
901
902
909
907
En las siguientes tres gráficas
Máxima corriente de falla
LLL
LLT
LL
LT
6,05
6,29
5,24
6,43
6,05
6,29
5,24
6,43
6,07
6,35
5,26
6,48
6,01
6,30
5,20
6,41
se muestran las magnitudes de corrientes máxima de
manera comparativa para 91 circuitos, en el eje vertical se indica el código del circuito y en
el horizontal la corriente.
53
Gráfico 3-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 2.461A y los 5.883 A
C
ó
d
i
g
o
d
e
l
c
i
r
c
u
i
t
o
1201
2502
2501
1601
1304
1302
702
701
505
1805
1804
1002
1001
802
801
709
704
703
504
502
501
2807
2805
2808
208
207
205
2603
2602
2601
1503
1506
0
1.000
2.000
3.000
4.000
Máxima corriente de falla en ampere (A)
5.000
6.000
54
Gráfico 4-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 5.883A y los 7.701A
C
ó
d
i
g
o
d
e
l
c
i
r
c
u
i
t
o
1505
1502
1501
2709
2707
804
803
2708
1406
1405
1404
2203
2201
2806
2804
2803
907
902
901
909
2204
2202
407
406
405
2706
203
202
201
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Máxima corriente de falla en ampere (A)
7.000
8.000
55
Gráfico 5-Comparación de circuitos con corrientes máximas entre los 7.839A y los 14.054A
C
ó
d
i
g
o
d
e
l
c
i
r
c
u
i
t
o
102
101
107
106
105
104
103
404
403
402
401
2704
2703
1104
1103
1102
1101
1504
708
707
304
303
302
301
706
705
310
309
308
306
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Máxima corriente de falla en ampere (A)
14.000
Además con el estudio realizado se determinó que la variación de las magnitudes de
las corrientes de cortocircuito es poca a través de los años para la mayoría de los circuitos
de la CNFL. Un ejemplo de esa variación se puede apreciar en el siguiente gráfico donde se
muestra las magnitudes de una falla monofásica a tierra para cuatro años.
56
Gráfico 6-Ejemplo
Ejemplo del comportamiento de las corrientes de cortocircuito
cortocircuito en una falla monofásica a tierra a través
de los años para el circuito 703
5.2 Coordinación entre elementos
5.2.1 Fusible
usible de expulsión
expulsión-fusible de expulsión
Para coordinar estos equipos entre ellos se pueden emplear tres metodologías: regla
del dedo, tablas de coordinación y curvas tiempo corriente; las dos primeras no serán
explicadas en este documento porque se basan en aproximaciones y no son tan precisas
como las curvas tiempo corriente.
El análisis para lograr la coordinación entre los dispositivos
dispositivos se debe de realizar
tomando en consideración las tolerancias de los equipos, la temperatura ambiente en la que
57
se van a encontrar trabajando, los efectos de precarga y los efectos previos al daño del
fusible6.
De los cuatro puntos mencionados en el párrafo anterior solo la tolerancia queda
cubierta cuando se utilizan las curvas tiempo corriente porque como se presentó en el
capítulo anterior las dos curvas que representan a cada fusible son sus tolerancias físicas y
de funcionamiento. Las TCC son creadas para equipos a temperatura ambiente de 25°C,
claramente se pueden ajustar los resultados para tomar en consideración la temperatura
ambiente real de la locación, para eso se requiere conocer un rango aproximado de los
valores en que varía esta durante el año. Se necesita tener una idea de la temperatura a la
que se va a estar operando el equipo porque temperaturas mayores a los 25°C van a reducir
el tiempo de fundición del equipo, mientras que a menores temperaturas este tiempo se ve
aumentado.
Los efectos de precarga son muy difíciles de tomar en consideración porque es una
variable que cambia mucho durante el tiempo, así que se utilizan los gráficos 1 y 2 (de la
sección 4.3.1.1.2) para poder ajustar los resultados; por último los efectos previos al daño
de los fusibles pueden ser evitados si el equipo no se pone a operar con corrientes que
lleven al dispositivo a trabajar en el 90% de la curva de tiempo mínimo de fusión.
Por experiencia internacional, tanto por empresas distribuidoras como por
fabricantes se ha establecido como criterio de coordinación que se asegure que el valor
máximo del tiempo de despeje del fusible protector para la corriente de falla no sea mayor a
un 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible protegido, para esa misma corriente.
6
El grado en que las características de despeje pueden verse afectadas cuando la corriente se
aproxima al valor del mínimo tiempo de fundición.
58
Figura 31-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre fusibles de expulsión
59
Figura 32-Ejemplo de coordinación entre dos fusibles de enlace(azul: protegido y verde: protector)
Además con ayuda del programa CYMETCC se creó el siguiente recuadro donde se
resume las posibles coordinaciones que se pueden realizar entre fusibles tipo T de la marca
A.B Chance, posteriormente se creó para coordinar fusibles tipo K del mismo fabricante y
por último para coordinar ambos fusibles entre ellos.
60
El fusible protegido es el que se muestra en la primera columna, con base en eso las
demás columnas indican los posibles fusibles que pueden estar antes de ese o después de
ese. Las casillas que contienen un signo “-” indican que nunca se pierde la coordinación
entre los fusibles o que el protector se va a terminar fundiendo tan solo por carga. Las
casillas de color celeste representan fusibles muy pequeños que no van a soportar corrientes
de cortocircuito superiores a los 1.500 A.
El número que aparece en la casilla es el valor de corriente máximo que cumple
con el criterio del 75% para la combinación de fusibles, al comparar dicho valor con la
magnitud de corriente de falla para el lugar bajo análisis se puede seleccionar si la pareja es
adecuada o no.
Tabla 26-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T de la marca A.B. Chance
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
15T
12T
10T
8T
100T 80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
15T
12T
10T
8T
Nunca Nunca 2.800 4.750
Nunca Nunca Nunca 2.100 3.500
2.800 Nunca Nunca Nunca 1.600 3.250
4.750 2.100 Nunca Nunca Nunca 1.200 2.350
3.500 1.600 Nunca Nunca Nunca 1.150 2.000
3.250 1.200 Nunca Nunca Nunca
900 1.550
2.350 1.150 Nunca Nunca Nunca
650 1.250
2.000
900 Nunca Nunca Nunca
550
960
1.550
650 Nunca Nunca Nunca
470
880
1.250
550 Nunca Nunca Nunca
390
960
470 Nunca Nunca Nunca
880
390 Nunca Nunca
61
Tabla 27-Resumen de coordinación entre fusibles tipo K de la marca A.B. Chance
100K
80K
65K
50K
40K
30K
25K
20K
15K
12K
10K
8K
100K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
80K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
65K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
50K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
40K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
30K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
25K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
20K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
15K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
12K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
10K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
8K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Tabla 28-Resumen de coordinación entre fusibles tipo T y K de la marca A.B. Chance
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
15T
12T
10T
8T
100K
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
3.300
-
80K
5.100
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
2.350
-
65K
3.950
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
50K
3.650
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
40K
2.500
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
30K
2.150
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
-
25K
1.600
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
20K
1.330
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
Nunca
15K
12K
10K
8K
1.100
Nunca
850
Nunca Nunca
600
Nunca Nunca Nunca
450
Nunca Nunca Nunca Nunca
5.2.2 Fusible de expulsión-fusible limitador de corriente
Existen tres tipos de configuraciones en las que se puede combinar el uso de de
fusibles limitadores de corriente y fusibles de expulsión, como se describe a continuación.
Se mantiene la necesidad de que el fusible protector actué antes que el fusible protegido.
5.2.2.1 Limitar de corriente como fusible protegido y el fusible de expulsión
como protector
La relación deseada entre elemento protector y protegido se cumple utilizando
nuevamente el factor de 75% que se explicó para coordinación entre dos fusibles de
62
expulsión; esto funciona porque asegura un tiempo mayor para que el fusible de expulsión
se funda y el fusible limitador de corriente no entre en operación.
Figura 33-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión y un limitador de
corriente
63
Figura 34-Ejemplo de coordinación de un limitador de corriente como equipo protegido y el fusible de enlace como
protector (azul: limitador y verde: fusible de expulsión)
5.2.2.2 Limitar de corriente como protector y el fusible de expulsión como
fusible protegido
En estos casos se emplea el mismo criterio que para coordinar fusibles expulsión,
por lo tanto se habla de lograr que el valor máximo del tiempo de despeje del limitador de
64
corriente no sea mayor a un 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de expulsión.
Para esta configuración se vuelve más fácil de lograr la coordinación gracias a las
propiedades del limitador de corriente y a la característica muy inversa de la máxima curva
de despeje del mismo.
Figura 35-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible limitador de corriente y uno de
expulsión
65
Figura 36-Ejemplo de coordinación de un fusible de expulsión como equipo protegido y el limitador de corriente
como protector(azul: limitador y verde: fusible de expulsión)
5.2.2.3 Coordinación de respaldo
Esta configuración de protección se utiliza principalmente para resguardar a los
equipos de las fallas, además tiene la ventaja de que las fallas pequeñas son despejadas por
66
fusibles de expulsión y cuando se presentan fallas mayores el limitador de corriente entra
en operación. Es una opción ideal para la protección de transformadores.
Lo que se busca es lograr que las curvas de ambos equipos se crucen en un instante,
este punto de intersección se produce cuando la curva de despeje del fusible de expulsión
corta la curva de tiempo mínimo de fusión del limitador de corriente, esto para una
corriente deseada la cual debe de ser mayor que el índice mínimo de interrupción del
limitador de corriente.
Con lo anterior se logra que ante fallas de poca magnitud el fusible de expulsión
entre en operación, mientras que para corrientes más altas el limitador de corriente se
encargue de restringir la cantidad de energía que se dirige hacia el equipo.
Figura 37-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación de respaldo para proteger un transformador
67
Figura 38-Ejemplo de coordinación de respaldo (azul: limitador y rojo: fusible de expulsión)
5.2.3 Fusible limitador de corriente-fusible limitador de corriente
Una configuración que ha ido aumentando actualmente en el país es el uso de dos
fusibles limitadores de corriente en serie los cuales deben de coordinar, un ejemplo de lo
anterior es en las transiciones aéreo-subterráneas donde hay un fusible limitador de
68
corriente en conjunto con un fusible de expulsión los cuales protegen el sistema y deben de
coordinar con el fusible tipo bayoneta del transformador subterráneo y el fusible limitador
de corriente que se encuentra dentro del transformador, el bayoneta protege al
transformador de fallas en el secundario y el limitador de corriente de fallas dentro del
transformador. Esta configuración es obligatoria y solicitada en el Manual para Redes de
Distribución Eléctrica Subterránea 19,9/34,5kV vigente en el país.
Figura 39-Ejemplo de coordinación subterránea (negro: transformador, azul: fusible bayoneta, rosado: fusible de
expulsión aéreo, anaranjado: fusible limitador de corriente interno y verde: fusible limitador de corriente aéreo)
69
Tomando el caso anterior se requiere que los dos fusibles limitadores de corriente
coordinen
oordinen entre ellos, para eso es necesario que se cumplan dos puntos, primeramente que
se logre la regla del 75% que siempre es utilizada para la coordinación entre fusibles; pero
principalmente que se cumpla un criterio de relación de las energías que pu
pueden manejar
ambos dispositivos.
Esto se hace porque se necesita asegurar coordinación por debajo de los 0,01
segundos, los cuales no son mostrados en las TCC, y como se mencionó en la sección de
fusibles limitadores de corriente, estos equipos se seleccionan
seleccionan de acuerdo a la cantidad de
energía que deben de trasegar. Para este segundo paso es necesario revisar las hojas de
fabricante de ambos fusibles para encontrar las tablas de energía.
Figura 40-Ejemplo
Ejemplo de una tabla de energí
energías
as para limitadores de corriente [[20]
En las tablas de energía lo se busca para cada modelo y tamaño de fusible limitador
de corriente los valores de las curvas de energía, se definen dos valores: la energía mínima
70
de fusión (mínimum melt) y la energía máxima total (maximum total). Para una correcta
coordinación se desea que la energía máxima total del fusible limitador que se encuentra
dentro del transformador o que esté funcionando como protector, sea menor que la energía
mínima de fusión del limitador que se encuentra en la línea aérea o está siendo protegido.
Figura 41-Diagrama unifilar de la protección a nivel subterráneo
Figura 42-Ejemplo de coordinación incorrecta entre fusibles limitadores de corriente (anaranjado: protector y
verde: protegido)
71
Figura 43-Ejemplo de coordinación entre fusibles limitadores de corriente (anaranjado: protector y azul:
protegido)
5.2.4 Fusible de expulsión-transformador
La protección de transformadores puede ser realizada por todos los dispositivos
mencionados en el capítulo anterior y la selección se realiza a partir de consideraciones
72
como tipo de carga que se está alimentando y costo del equipo de protección, la elección
para la mayoría de casos es el uso de fusibles.
En el caso específico de la protección de transformadores de distribución es
necesario que el dispositivo que va a brindar dicho resguardo cumpla también con los
siguientes puntos:
1. Proteger al sistema de fallas provenientes del transformador.
2. Proteger al transformador de sobrecargas.
3. Remover del sistema al transformador lo más rápido posible y limitar la cantidad de
energía que va a transitar a través de él.
4. Soportar sobrecargas de poca duración sin sufrir daños.
5. Soportar la corriente de entrada7 (inrush) y los arranques en frío(cold-load pickup8).
6. Resistir daños de descargas atmosféricas.
En el caso de no poseer la información sobre las curvas tiempo corriente que
representan al transformador lo que se recomienda es basarse en experiencias anteriores,
tomar en cuenta las fallas de transformadores debido a sobrecargas, la presencia y magnitud
de la corriente de entrada y del efecto del arranque en frío, además de la filosofía sobre la
continuidad del servicio de la empresa de distribución.
Como la protección se realiza con un fusible se puede calcular un índice para
seleccionar el dispositivo que concuerde con la filosofía de protección que se planea seguir.
Lo que se hace es dividir la corriente mínima de fusión del fusible por la corriente de plena
carga (full-load) del transformador.
7
8
Son los transitorios de corrientes que se presentan cuando el transformador es energizado.
Se presenta cuando un transformador es reenergizado después de estar fuera de servicio.
73
Í/2-<. =
$í'&$ AB CD &ó'
AB EFB' ) GH
(16)
Si se emplea un índice muy alto se tendrá al sistema protegido contra fallas dentro
del transformador, pero la selección entregará una protección pobre contra sobrecargas; por
otro lado un índice bajo provee la protección máxima contra sobrecargas pero se deja al
fusible vulnerable ante corrientes de entrada y sobrecorrientes.
Cuando se poseen las curvas de tiempo corriente del transformador el criterio
termina siendo el seleccionar fusibles cuyas curvas características se encuentren dentro de
las del transformador. Lo anterior funciona pero se mejora la coordinación si se toman en
consideración los comentarios dados en el manual sobre protecciones de Cooper Power
Systems (1990):
1. Para soportar las corrientes de entrada un fusible debe de ser capaz de sobrellevar
veinticinco veces la corriente de plena carga durante 0,01 segundos y doce veces esa
corriente durante 0,1 segundos.
2. La curva característica del fusible debe de ser más lenta que la curva de entrada del
transformador.
3. Utilizar tamaños grandes de fusibles si hay problemas de descargas atmosféricas.
Figura 44-Diagrama unifilar para el estudio de protección de un transformador
74
Figura 45-Ejemplo de protección de un transformador (rosado: transformador y verde: fusible de expulsión)
5.2.4 Fusible de expulsión-reconector
La coordinación entre restauradores y fusibles se realiza utilizando las TCC, pero
también se requiere del cálculo de un factor de multiplicación que depende de las
secuencias del reconector, este parámetro modifica la curva de tiempo máximo de retardo
(maximumtimedelay) del reconector. El cálculo de este parámetro se debe a que es
necesario tomar en cuenta el efecto de calor acumulado que se presenta durante las
operaciones del reconector, además con esta consideración se logra identificar el punto de
fatiga del fusible.
75
Existen dos posibles casos en donde es necesario coordinar estos dos equipos, la
primera es cuando hay un transformador de por medio, el fusible se coloca en el lado de
alta tensión para proteger al sistema de daños en el transformador y el reconector en el lado
de baja para proteger al transformador de sobrecorrientes y fallas que provengan de la
carga.
Figura 46-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión en el primario y un
restaurador en el secundario
El segundo es cuando hay un fusible de expulsión más cerca de la carga y el
restaurador sigue en el lado de baja tensión del transformador, por lo tanto el fusible será el
elemento protector y el reconector el protegido.
Figura 47-Diagrama unifilar para el estudio de coordinación entre un fusible de expulsión y un restaurador
Si ambas configuraciones están presentes, lo cual es muy usual, se debe primero
lograr coordinación entre el fusible en el lado de alta y el restaurador en el lado de baja,
seguidamente se busca que el fusible protector coordine con el equipo que será protegido.
76
Figura 48-Diagrama unifilar de una coordinación completa entre restaurador y dos fusibles de expulsión
5.2.4.1 Fusible del lado de alta y reconector del lado de baja9
En este caso el criterio a utilizar es que el tiempo mínimo de fusión del fusible debe
de ser mayor al tiempo promedio de despeje de la curva de retardo del reconector para la
máxima corriente de falla que se pueda presentar en la posición del reconector.
El factor a utilizar para esta configuración se resume en el siguiente recuadro.
Tabla 29-Factor de multiplicación cuando el fusible se encuentra en el lado de alta tensión y el reconector en el de
baja
Multiplicador k según secuencias
Tiempo de
Dos rápidas y Una rápida y
recierre en ciclos
dos lentas
tres lentas
Cuatro lentas
2,70
3,20
3,70
25
2,60
3,10
3,50
30
2,10
2,50
2,70
50
1,85
2,10
2,20
90
1,70
1,80
1,90
120
1,40
1,40
1,45
240
1,35
1,35
1,35
600
Fuente: Cooper PowerSystems (1990)
Si la conexión interna del transformador es delta (∆) en el lado de alta y estrella (Y)
en el lado de baja es necesario encontrar un factor de corrección que depende del tipo de
falla, este factor se multiplicará a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible.
9
Es fácil notar que al tenerse una configuración en la que un transformador se encuentra de por
medio, los dos lados de la línea se encuentran a tensiones eléctricas distintas, por lo tanto es necesario realizar
el análisis en una misma tensión, para eso se trabaja con el fusible como si estuviera trabajando con la del
secundario.
77
El factor depende de la relación de transformación del transformador:
I=
#ABF F
#ABF F
A AB FJ
A AB ! K
(17)
Tabla 30-Factor de multiplicación según falla, para conexiones ∆-Y
Tipo de falla Factor de multiplicación
Trifásica
N
Fase a fase
0,87N
Fase a tierra
1,73N
Fuente: Cooper PowerSystems (1990)
Figura 49-Ejemplo de coordinación entre un reconector en el lado de baja y un fusible en el de alta (azul:
reconector y verde: fusible de expulsión)
78
5.2.4.2 Restaurador como elemento protegido y el fusible de expulsión como
protector
La recomendación para esta configuración específica es que el reconector sea
programado para operar dos secuencias rápidas y dos lentas o una rápida y tres lentas,
preferiblemente la primera opción, eso se debe a que con esas configuraciones el reconector
tiene la capacidad de despejar la falla si esta es temporal utilizando sus secuencias rápidas y
en caso de que la falla sea permanente el fusible entra en operación. En caso de programar
el reconector para cuatro operaciones rápidos o lentas, se recomienda la colocación de un
seccionador entre el restaurador y el fusible, porque las posibilidades de coordinación sin el
seccionador son prácticamente nulas.
Este tipo de coordinación se basa en dos criterios que se deben de cumplir, pero al
igual que la configuración anterior es necesario encontrar el factor de multiplicación que
depende de la secuencia del restaurador. El multiplicador k se utiliza en la curva de tiempo
de despeje de la operación rápida del reconector.
Tabla 31-Factor de multiplicación cuando el reconector es el elemento protegido y el fusible el elemento protector
Multiplicador k según secuencias
Tiempo de
recierre en ciclos Una operación rápida
1,25
25-30
1,25
60-120
Fuente: Cooper PowerSystems (1990)
Dos operaciones rápidas
1,80
1,35
El primer criterio es que el valor de la corriente en el punto de corte entre la curva
de tiempo mínimo de fusión del fusible y la curva de tiempo de despeje de la operación
rápida del reconector, ya corrida por el factor de multiplicación, sea mayor que la
sobrecorriente máxima que se puede presentar en esa zona.
79
Figura 50-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión como elemento protector y un reconector como
elemento protegido (azul: reconector y verde: fusible de expulsión)
Una vez cumplido el criterio anterior se requiere que la curva de tiempo máximo de
despeje del fusible nunca interseque a la curva de tiempo de despeje de la operación retarda
del restaurador.
80
Figura 51-Primer tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un fusible de expulsión (azul:
reconector y rosado: fusible de expulsión)
Aquellos fusibles que cumplan ambas especificaciones son capaces de coordinar
con el restaurador, especialmente si la curva de tiempo máximo de despeje del fusible no se
81
encuentra muy cerca de la curva de despeje del otro dispositivo, para así asegurar que el
reconector no entrará equivocadamente en la aplicación de la secuencia lenta sino que el
fusible se habrá fundido antes de eso.
Figura 52-Segundo tipo de una coordinación incorrecta entre un reconector y un fusible de expulsión (verde:
reconector y rojo: fusible de expulsión)
5.2.5 Fusible de expulsión-interruptor
La coordinación para estos dos equipos se presenta para casos similares a los
descritos con el restaurador; el primero será la coordinación para la protección de un
82
transformador de una subestación donde se desea que el disyuntor realice toda su secuencia
de protección antes de que se funda el fusible y el segundo caso es que el fusible se funda y
aísle de esta manera la falla antes que el interruptor cumpla con su secuencia y se terminen
abriendo los pestillos del mismo.
5.2.5.1 Fusible del lado de alta e interruptor del lado de baja
La coordinación de este caso se puede realizar a través de dos metodologías, en este
documento solo se presentará una de ellas porque es la más simple y la más utilizada, la
otra conocida como método de factor de enfriamiento (cooling-factor method) solo se
emplea cuando los requerimientos de coordinación son más estrictos, en caso de que ese
sea el caso se recomiendo la lectura del manual sobre protección de sistemas de
distribución eléctrica de Cooper PowerSystems.
La metodología que se va a explicar es la del tiempo total acumulado (total
accumulated time method), para la aplicación correcta de esta es necesario tomar en cuenta
la nota sobre las tensiones eléctricas realizada en la sección de coordinación entre fusibles y
restauradores para el mismo caso.
Primeramente es necesario encontrar aquellos taps en los que la curva del
interruptor corte a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible a una corriente mayor a
la corriente de falla máxima. Este primer acercamiento permite seleccionar aquellos taps
que podrían coordinar con el fusible, pero eso no es definitivo.
83
Figura 53-Diagrama unifilar de coordinación entre un interruptor y un fusible de expulsión
Figura 54-Ejemplo de selección del "tap" correcto para el interruptor
84
Como el disyuntor posee una curva de tiempo instantáneo es necesario sumarla a la
curva de cada tap que pasó la primera prueba, eso para crear la curva de tiempo total
acumulado la cual cortará a la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible a una corriente
menor al corte cuando solo se tomó en consideración la curva del tap.
Figura 55-Ejemplo de coordinación entre interruptor como elemento protector y fusible como elemento protegido
(rosado: interruptor y azul: fusible de expulsión)
85
5.2.5.2 Disyuntor como elemento protegido y el fusible de expulsión como
protector
El criterio primario para esta configuración es que la curva del tap seleccionado
para el interruptor sea más lenta que la curva de máximo tiempo despeje del fusible y que
exista como mínimo un margen entre 0,2 segundos y 0,3 segundos entre ambas curvas para
la máxima corriente de falla. Esta regla permite que en caso de haber fallas permanentes el
fusible se va a fundir antes de que el disyuntor cumpla con su secuencia, así se aísla la
menor porción del sistema.
Figura 56-Diagrama unifilar de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor
86
Figura 57--Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor (morado: fusible y azul:
interruptor)
Para proteger contra fallas temporales es preferible colocar un elemento con acción
instantánea dentro del disyuntor que realice una secuencia de seccionamiento rápido para
despejar la falla sin necesidad de que el fusible se funda. Como ya hay coordinación entre
ambos elementos, al colocar el dispositivo de acción instantánea las fallas que van a ser
87
manejadas por este vienen definidas por los dos cortes de la curva del elemento instantáneo
en la curva de mínimo tiempo de fusión del fusible.
Figura 58-Ejemplo de coordinación entre un fusible de expulsión y un interruptor con acción instantánea (morado:
fusible y azul: interruptor)
88
CAPÍTULO 6: Curvas de interruptores y controles
En este capítulo lo que se presenta es el uso de los criterios de coordinación, a través
de las simulaciones realizadas con el programa CYMTCC se muestran cuales son los
fusibles recomendados a utilizar en noventa y seis circuitos de la CNFL, tomando como
base el criterio de coordinación entre un interruptor y un fusible de 0,2 segundos o 12 ciclos
cuando el interruptor se encuentra aguas arriba, o en otras palabras es el elemento
protegido, y el fusible es el encargado de proteger de las fallas que se presenten en las
cargas.
Con esos análisis se concluyó que actualmente un 1,04% de los circuitos no logran
coordinar con ningún fusible tipo T disponible debido al tipo de curva que el disyuntor
emplea y a la magnitud de corrientes de corto que presentan los circuitos.
Por otro lado el 68,75% de los circuitos logra una coordinación buena o aceptable
con los fusibles de expulsión tipo T, mientras que el 30,21% presenta una coordinación
pobre.
En los recuadros 32 y 33 se observan los resultados cuando se utilizan solo fusibles
tipo T en el 32 y cuando se utilizan fusibles T y K en el 33. En los próximos dos gráficos se
observa lo que se ha mencionado en los párrafos anteriores, pero además se indica que al
utilizar fusibles tipo K se logra mitigar los problemas en los dos circuitos donde no existía
coordinación, gracias a la velocidad de este fusible.
89
Tabla 32-Resumen de coordinación de los circuitos según el equipo que los protege en la subestación (usando
fusibles tipo T)
Interruptor en Subestación
ABB DPU2000R EI
ABB DPU2000R STI
ABB DPU2000R VI
ABB PCD2000 VI
Cooper FORM6 164
Cooper FORM6 4C 133
Cooper FORM6 NOVA ANSI EI
TOTAL
Cantidad de Circuitos
Se funde por
Se funde por carga
carga fusibles
Coordina fusibles mayores a
menores a los
los modelo 40
modelo 30
9
1
3
Ninguno
TOTAL
coordina
1
25
1
2
1
38
27
28
21
2
2
1
29
1
13
1
73
3
2
2
2
96
Tabla 33-Resumen de coordinación de los equipos según el equipo que los protege en la subestación (usando
fusibles de expulsión tipo T y tipo K)
Interruptor en Subestación
ABB DPU2000R EI
ABB DPU2000R STI
ABB DPU2000R VI
ABB PCD2000 VI
Cooper FORM6 164
Cooper FORM6 4C 133
Cooper FORM6 NOVA ANSI EI
TOTAL
Cantidad de Circuitos
Se funde por
Se funde por carga
carga fusibles
Coordina fusibles mayores a
menores a los
los modelo 40
modelo 30
9
1
25
1
28
2
1
38
29
Ninguno
TOTAL
coordina
3
1
20
2
2
1
29
0
13
1
73
3
2
2
2
96
90
Gráfico 7-Resumen
7
de la coordinación lograda con fusibles tipo T
1,04%
30,21%
Coordina
39,58%
Se funde por carga
fusibles mayores a
los modelo 40
29,17%
Se funde por carga
fusibles menores a
los modelo 30
Ninguno coordina
n = 96
Gráfico 8-Resumen
Resumen de la coordinación lograda con fusibles tipo T y K
0,00%
Coordina
Se funde por carga
fusibles mayores a
los modelo 40
30,21%
39,58%
Se funde por carga
fusibles menores a
los modelo 30
30,21%
Ninguno coordina
n = 96
Analizando los equipos que se están utilizando para proteger la subestación se
obtiene como resultado que existen un total de siete configuraciones de curvas las cuales
tienden a ser muy inversas o extremadamente inversas.Se
inversas Se realiza esta comparación porque
91
en algunos casos sería recomendable cambiar el tipo de curva, esto se debe a que la buena
protección de los equipos de subestación no le permite a la empresa asegurarse de una
correcta coordinación en otras partes de la red, desde el punto de vista técnico y el
económico. Es necesario proteger los equipos de las subestaciones, pero realizando eso no
se debe de renunciar a poder tener equipos de seccionamiento y protección en el resto de la
red.
Para realizar una comparación gráfica se realiza un promedio simple de los datos de
las curvas de ajuste a tierra, porque estas son las que se terminan coordinando con los
fusibles, el resultado de esos interruptores genéricos se presenta a continuación.
Tabla 34-Datos de interruptores genéricos
Time Corriente de disparo
Color de la
Tap
dial
mínima
gráfica
VI
2,115
382,28
2,01 Azul
EI
DPU2000R
2,308
397,71
2,29 Morado
ABB
STI
1,000
360,00
0,90 Rojo
PCD2000
VI
2,067
240,00
0,40 Verde
ANSI EI 1,633
340,00
0,50 Café
133
CTC#2
COOPER
FORM6
430,00
4,80 Rosado
164
TCC1
240,00
0,40 Anaranjado
En la siguiente figura se observan los comportamientos de esos interruptores
Marca
Modelo
Curva
genéricos, se puede notar que las curvas STI (rojo) y la Cooper 164 (anaranjado) son
configuraciones que dificultan el trabajo de coordinación debido a su lentitud e inclusive se
puede llegar a concluir que son disposiciones indeseadas.
Por otro lado el comportamiento de curvas como la Cooper 133 (rosada) o la EI
(morada) para equipos ABB son las más favorables porque permiten una coordinación
apreciable de fusibles grandes, lo que significa que se va a poder colocar varios fusibles en
cascada, en caso de ser necesario.
92
Los problemas de coordinación para los dispositivos DPU2000R provienen de dos
fuentes, la primera es que el cuadrante de tiempo o time dial seleccionado es muy bajo, el
valor típicamente es 1, se soluciona eso si se sube este parámetro en una unidad; la segunda
fuente de problemas es si a la condición anterior se le suma que la puesta de trabajo
primaria o disparo mínimo es inferior a los 600A, lo que lleva a que se tengan que usar
fusibles muy pequeños.
93
Figura 59-Comparación de las curvas de interruptores de la subestación
El detalle por subestación y por circuito se muestra en el segundo anexo, en estos se
indican la cantidad de interruptores en el circuito con los números 0, 1 y 2. El “0” hace
referencia al control colocado en la subestación, el “1” indica que después del disyuntor de
94
la subestación hay otro equipo y el “2” significa que existen tres de estos dispositivos en
cascada.
Además se detallan los fusibles que se pueden emplear con su máxima corriente de
coordinación, además de la localización geográfica a partir de la cual se puede utilizar ese
fusible.
95
CAPÍTULO 7: Conclusiones y Recomendaciones
Los criterios de coordinación entre los equipos son recomendaciones dadas por el
fabricante para otorgar márgenes de seguridad entre los funcionamientos de las diferentes
protecciones, en la medida de lo posible se debería buscar respetar dichos parámetros o
reglas para no poner en peligro la continuidad del servicio. Pero se reconoce que su
incumplimiento no evita que el sistema funcione, aunque sí incrementa las posibilidades de
que se incumplan con las cualidades básicas de un plan de protecciones.
En general las decisiones se van a ver fundamentadas en el criterio de los
especialistas y en la filosofía de protecciones que decida la empresa, porque la selección de
equipos depende no solo de criterios ingenieriles, sino también del costo de inversión en los
equipos y en el análisis.
También cuando se inició con la construcción del manual se encontró que existe
desconocimiento por parte de los profesionales y de los técnicos, no solo ante las formas de
coordinación, sino también ante las razones para la selección de un equipo o la justificación
por la cual se usan de la forma en que se están usando. Por eso se nota que la herramienta
que se ha construido es una ayuda para un mejor entendimiento acerca de la temática.
Por otro lado con las pruebas realizadas se puede notar que en la Compañía
Nacional de Fuerza y Luz muchos de los circuitos logran trabajar con un rango aceptable de
fusibles que le permiten realizar seccionamientos en varias localizaciones de los circuitos,
pero cerca de un tercio de estos llegan a tener problemas para utilizar estos dispositivos tan
económicos.
Se da el ejemplo de aquellos ramales donde se indica que no se puede coordinar
ningún fusible, ha de entenderse que al decir que ninguno de los modelos T o K funcionan
96
es porque no cumplen con lo deseado al aplicar los criterios de coordinación, sí existen
fusibles que sus curvas genéricas no entran en contacto con las de los interruptores, pero a
corrientes muy por debajo de las corrientes de falla que se pueden presentar en esos tramos
de la red.
Por la razón anterior se intentó revisar si con los fusibles tipo K se lograban
resultados más satisfactorios, la conclusión después de esos análisis fue que en general los
fusibles tipo K van a ofrecer mejores resultados que un mismo modelo de tipo T, pero al
costo de dificultar la coordinación aguas abajo, por lo tanto se recomiendo solo usarlos
cuando ninguno de los tipo T funcionan.
Las recomendaciones para los casos donde la coordinación es pobre o nula serían
básicamente dos:
1. Analizar la posibilidad de modificar las curvas y/o time dial de los interruptores
donde hay problemas de coordinación para permitir el uso de los fusibles en las
secciones aguas abajo de estos dispositivos.
2. En caso de poderse lo anterior, se recomienda el uso de seccionadores, que brinde el
tiempo necesario para que las fallas sean controladas por los fusibles y no se
perjudique a una mayor cantidad de clientes.
97
BIBLIOGRAFÍA
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19. INDUSTRIAS RMS S.A. Fusibles. Santiago, Chile. p. 4.
20. THOMAS & BETTS CORPORATION. 2007. Product Selection Guide-Current
limiting fuse. Estados Unidos de Norteamérica. p. 7.
100
APÉNDICES
A.1 Método de cálculo de las componentes simétricas
De acuerdo al teorema de Fortescue un vector L̅ cualquiera puede considerarse
siempre como la resultante de tres componentes, una con secuencia positiva o síncrona, la
otra negativa o asíncrona y por último un sistema homopolar o de secuencia cero(Roeper,
1985).
•
Los componentes de secuencia positiva se encuentran formados por tres vectores de
igual módulo con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fase que
los vectores originales.
•
Los componentes de secuencia negativa poseen las mismas características que los
anteriores excepto que su secuencia de fases es opuesta a los vectores originales.
•
Los componentes de secuencia cero son tres vectores con igual módulo y con un
desfase de 0° entre ellos.
L̅ = L1 + L2 + L+ (16)
Figura 60-Sistemas de componentes simétricas correspondiente a un sistema trifásico asimétrico [8]
Partiendo de la definición en (16) se puede encontrar que para las corrientes:
̅ = 81
̅ + 82
̅ + 8+
̅ (17)
M
101
̅ = O1
̅ + O2
̅ + O+
̅ = 52 81
̅ + 5 82
̅ + 8+
̅ (18)
N
̅ = Q1
̅ + Q2
̅ + Q+
̅ = 5 81
̅ + 52 82
̅ + 8+
̅ (19)
P
Donde el factor a equivale a un giro del vector en 120° y a2a uno de 240°, lo que
corresponde a:
RS
5 = .K T = − + V
RS
√
5 = . WK T = − − V
(20)
√
(21)
Estas relaciones son las mismas para las impedancias y las tensiones.
A.2 Cálculo de las componentes de las corrientes de cortocircuito según la
norma IEC 60909
A.2.1 Definiciones
A.2.1.1 Corriente alterna inicial de cortocircuito (Ik”)
Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito al inicio de este (Funk,
1976 y Roeper, 1985).
A.2.1.2 Corriente permanente de cortocircuito (Ik)
Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito que perdura una vez
finalizado todos los fenómenos transitorios (Roeper, 1985).
A.2.1.3 Corriente de choque o máxima asimétrica de cortocircuito (Ip)
Es el máximo valor instantáneo de la corriente que se presenta después de
producirse el cortocircuito, esta se indica como valor de cresta (Roeper, 1985).
102
A.2.1.4 Corriente alterna de desconexión (ID)
Valor eficaz de la corriente de cortocircuito al desconectar un interruptor en el
instante de la primera separación de los contactos (Funk, 1976).
A.2.2 Cálculo
Como se mencionó en el segundo capítulo las corrientes de cortocircuito se
encuentran conformadas por cuatro valores de corrientes: la inicial simétrica, la máxima
asimétrica, la alterna de desconexión y la permanente. Una vez que se ha encontrado la Ik”
dependiendo del tipo de falla, se pueden encontrar todas las demás componentes a partir de
la corriente inicial simétrica de cortocircuito.
Para estos parámetros la norma citada ha definido factores de cálculo que permiten
aproximar su valor, dado que la relación entre estas corrientes y la inicial simétrica es de
proporcionalidad.
A.2.2.1 Cálculo de la corriente de choque de cortocircuito
̅ = X √2 ̅
E
(22)
Donde el valor de κ depende de la relación entre la resistencia y la reactancia del
circuito.
X = 1,0220 + 0,96899. W
,
\
]
(23)
También para evitar el cálculo se puede obtener dicho valor de la siguiente gráfica
creada por la Asociación Alemana de Ingenieros Eléctricos (VDE).
103
κ
Gráfico 9-Factor κ para el cálculo de la corriente de choque de cortocircuito
2,00
1,90
1,80
1,70
1,60
1,50
1,40
1,30
1,20
1,10
1,00
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 1,20
R/Χ
A.2.2.2 Cálculo de la corriente alterna de desconexión
̅ =_ ̅
^
(24)
En este caso el factor µ es una función del cociente entre la corriente inicial
simétrica y la corriente nominal del generador de alimentación, además de que involucra el
retardo mínimo de maniobra10.
10
Es el tiempo mínimo desde el comienzo de cortocircuito hasta la primera separación de contactos
de un polo de maniobra. No se consideran los retardos ajustables, como el relé de protección (Funk, 1976).
104
Gráfico 10-Factor para el cálculo de la corriente alterna de desconexión [8]
A.2.2.3 Cálculo de la corriente permanente de cortocircuito
̅ =` ̅
(25)
La corriente permanente depende de muchos factores que la influencian, entre los
que podemos mencionar están: la regulación de tensión de las máquinas sincrónicas, la
regulación de tensión del transformador de regulación, el equipo de excitación utilizado, los
efectos de saturación y la variación del estado de conexión del circuito mientras sucede el
fenómeno; por esta razón lo que se hace es estimar los valores límites, superior e inferior,
de la corriente permanente (Funk, 1976).
105
Gráfico 11-Factores λ para turbo generadores (sobreexcitación de 1,3 as) [8]
106
Gráfico 12-Factores λ para generadores con polos salientes (sobreexcitación de 1,6 as) [8]
107
ANEXOS
Anexo I-Ecuaciones de las curvas de los interruptores utilizados para las
simulaciones
MARCA
MODELO
CURVA
ECUACIÓN
a
EI
DPU 2000R
NU-LEC
a
0,00172
,
d
14Q^ − 5
+ 0,0037f ∗ g
h
9
−1
2,855
14Q^ − 5
+ 0,0712f ∗ g
h
9
d−1
VI
a
PCD 2000
VI
a
REF615
ANSI EI
Q^ ∗ a
ANSI EI
Q^ ∗ a
ABB
COOPER
STI
6,407
14Q^ − 5
+ 0,025f ∗ g
h
9
d−1
FORM6
2,855
14Q^ − 5
+ 0,0712f ∗ g
h
9
d−1
133
Q^ ∗ a
164
Q^ ∗ a
IEC EI
28,2
+ 0,1217f
d−1
5,64
+ 0,02434f
d−1
8,76047
,i jii
d
− 0,380004
,
d
− 0,688477
11,9847
jk
Q^ ∗ a
+ 0,029977f
− 0,000324f
80
f
d−1
108
Anexo II-Resumen de fusibles tipo T y K que coordinan con los circuitos de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz
empleando el criterio de 0,2 segundos sugerido por Cooper Power Systems
Tabla 35-Subestación de Alajuelita (parte 1)
Circuito
Disyuntor (fase)
Dispositivos
Fusible
en cascada
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Distancia desde la
subestación (m)
Identificación del tramo
Nombre de la locación
Ninguno
101
102
104
105
DPU 2000R EI
DPU 2000R EI
DPU 2000R EI ([0]
Subestación, [1]
Liceo del Sur, [2]
La universal)
DPU 2000R VI
(subestación) y
DPU 2000R EI
(calcetera)
0
0
0
1
2
0
1
65K
Se funde por carga
40T
100T
80T
65T
50T
40T
100T
80T
65T
50T
40T
20T
12T
100T
50T
40T
25T
Se funde por carga
5.500,00
5.800,00
6.000,00
6.100,00
Se funde por carga
5.500,00
5.800,00
6.000,00
6.100,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
3.000,00
3.200,00
Se funde por carga
109
1.640,00
1.640,00
1.640,00
1.640,00
3F_336_AAC_H
3F_336_AAC_H
3F_336_AAC_H
3F_336_AAC_H
4024
4024
4024
4024
1.420,70
1.420,70
1.420,70
1.420,70
3F_477_AAC_H
3F_477_AAC_H
3F_477_AAC_H
3F_477_AAC_H
4007 Enlce Morenos
4007 Enlce Morenos
4007 Enlce Morenos
4007 Enlce Morenos
6.268,40
6.268,40
1F_4_CU_M
1F_4_CU_M
Hotel Pico Blanco
Hotel Pico Blanco
Tabla 36-Subestación de Alajuelita (parte 2)
Circuito
Disyuntor (fase)
104
DPU 2000R EI ([0]
Subestación y en
[1] Perpetuo
Socorro), [2]
Cooper FORM6
ANSI EI (Yanber)
Máxima corriente de
Distancia desde
cortocircuito a la que
la subestación Identificación del tramo
Nombre de la locación
coordina (A)
(m)
100T
5.500,00
3F_477_AAC_H
4011
1.683,00
80T
5.800,00
3F_336_AAC_H
4007 Enlace Los Pinos
1.270,10
65T
6.000,00
3F_336_AAC_H
4007 Enlace Los Pinos
1.270,10
4009 Fusibles Enlace Linda
50T
6.100,00
3F_3/0_AAC_H
1.035,70
Vista
40T
Se funde por carga
20T
Se funde por carga
Está protegiendo una carga
25T
Se funde por carga
100T Se funde por carga
Carcel de Mujeres el Buen
40T
3.200,00
3F_477_AAC_H
Pastor
8.275,90
25T
Se funde por carga
100T
5.500,00
1042.42818.3
2.494,60
80T
5.800,00
1042.7547.11
2.263,60
65T
6.000,00
1042.24632.3
2.119,20
50T
6.100,00
1042.8919.13
1.947,30
40T
Se funde por carga
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1
2
0
106
DPU 2000R VI
(subestación) y
DPU 2000R EI
(San Sebastián)
107
DPU 2000R EI
0
1
110
Tabla 37-Subestación de Anonos
Circuito
Disyuntor (fase)
201
PCD 2000 VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(MAG)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
20K
12T
1
6T
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
202
PCD 2000 VI
0
0
203
Cooper FORM6
ANSI EI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Pavas-Escazú)
20K
12T
10T
1
Ninguno
205
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Jack's)
207
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Hitachi)
208
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Sabana Oeste)
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Se funde por carga
Se funde por carga
0
1
0
1
0
1
100T
80T
65T
50T
8T
12K
10T
8T
50K
40K
25T
10T
4.600,00
6.000,00
7.300,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Distancia desde la Identificación
subestación (m)
del tramo
59,80
0,00
0,00
S474
Nombre de la locación
1313
Se funde por carga
3.850,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
2.171,10 1042.190032.7 Costado Oeste Scotiabank
111
Tabla 38-Interconexión entre Alajuelita y Anonos
Circuito
Disyuntor (fase)
Alajuelita-Anonos (Linda
vista)
DPU 2000R VI
Máxima corriente
Dispositivos
Fusible de cortocircuito a la
en cascada
que coordina (A)
12K
Se funde por carga
0
10T
Se funde por carga
Distancia desde la Identificación
Nombre de la locación
subestación (m)
del tramo
Tabla 39-Subestación de Barva
Circuito
Disyuntor (fase)
1201
PCD2000 VI
(Subestación) y
REF615 ANSI EI
(La Montaña)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1
65T
50T
25K
12T
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
2.400,00
267,00 1042.48788.10 26304
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Tabla 40-Subestación de Brasil
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
1402
DPU 2000R VI
0
1404
DPU 2000R VI
0
1405
DPU 2000R VI
0
1406
DPU 2000R VI
0
25K
15T
25K
15T
25K
15T
25K
15T
Máxima corriente
Distancia desde la
de cortocircuito a
subestación (m)
la que coordina (A)
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
112
Tabla 41-Subestación de Belén
Circuito
Disyuntor (fase)
2201
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI (El
Arreo)
Dispositivos
Fusible
en cascada
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
7.200,00
8.400,00
Se funde por carga
Se funde por carga
5.600,00
6.900,00
Se funde por carga
Se funde por carga
2202
DPU 2000R VI
0
0
2203
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Enlace ICE-Río
Segundo)
100T
80T
65T
25T
80T
65T
50T
100T
1
15T
Se funde por carga
2204
DPU 2000R VI
0
40T
30T
4.400,00
Se funde por carga
0
1
Distancia desde la
subestación (m)
Identificación del tramo
Nombre de la locación
0,00
0,00
0,00
0,00
1.800,00
10
113
Tabla 42-Subestación Caja 1
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
1501
DPU 2000R VI
0
0
1502
DPU 2000R EI
(Subestación) y
REF615 ANSI EI
(Ciudad Cariari)
1
1504
DPU 2000R VI
0
1505
DPU 2000R STI
0
1506
DPU 2000R VI
0
100T
100T
80T
65T
50T
30K
12T
100K
80K
65K
40T
8K
12K
8T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
6.800,00
0,00
7.200,00
0,00
7.300,00
0,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
5.350,00
2.637,70
5.900,00
2.242,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Identificación
del tramo
4803
Nombre de la locación
Enlace Pavas
Escuela de Rincon Grande
114
Tabla 43-Subestación de la Caja 2
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
1507
DPU 2000R VI
0
1506
DPU 2000R VI
0
1503
DPU 2000R VI
0
100T
80T
65T
50T
40T
50T
40T
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
3.100,00
5.474,10 1042.22380.4
4.200,00
2.088,10 1042.188356.2
5.200,00
868,10 1042.94163.1
Se funde por carga
5.200,00
S560
Pot. Trasegada de4820
1.542,30
Se funde por carga
Tabla 44-Subestación de Curridabat
Circuito
1601
Disyuntor (fase)
Cooper FORM6
ANSI EI
(Subestación), [1A]
DPU 2000R EI (La
Colina) y [1B]
Cooper FORM6
ANSI EI (Tirrases)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1A
1B
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
12T
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
2.290,00
3.117,20 1042.69692.22 Costado sur cementerio San Antonio
2.520,00
2.389,80 1042.69426.27 Pali Tirrases
2.780,00
S705
34301-Control la Colina
1.479,70
2.840,00
1042.69425.2
Entrada
a Tirrases
1.387,20
2.900,00
1.387,20 1042.69425.2 Entrada a Tirrases
2.930,00
1.387,20 1042.69425.2 Entrada a Tirrases
Se funde por carga
Se funde por carga
Ninguno
115
Tabla 45-Subestación de Colima
Circuito
Disyuntor (fase)
301
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Incesa)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1
302
DPU 2000R VI
0
303
DPU 2000R VI
0
304
DPU 2000R VI
0
305
DPU 2000R VI
0
308
DPU 2000R VI
(Subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI (El
Sanjuaneño)
309
310
DPU 2000R VI
(Subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI
(California)
DPU 2000R VI
0
80T
65T
50T
8T
80K
50T
80T
65T
50T
80T
65T
50T
80K
50T
65T
50T
1
0
1
0
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
6.250,00
2.359,00 1042.69078.3
7.400,00
S1202
1.420,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
6.800,00
1.992,00 4213U-1811
7.100,00
4213P-1811
1.649,00
Se funde por carga
6.800,00
1813
1917.5
7.100,00
4214J-1813
1683.4
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
7.400,00
6407
3.409,00
Se funde por carga
Nombre de la locación
Costado Norte Hotel SJ palacios
4208
Puente 5 Esquinas
Clinica Clorito Picado
1813
Clinica Clorito Picado
6407
Ninguno
100T
80T
65T
50T
12K
8T
80T
65T
50T
4.900,00
6.200,00
7.200,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
6.800,00
7.100,00
Se funde por carga
6.343,80 1042.124110.5 ICE-San Pedro
1826L
ULACIT
4.365,30
3.481,90 1823FA-1800 1800-Enlace Guadalupe 2
4.151,40
4.151,40
650
650
1804-Secc, Coyella-Enlace San pedro
1804-Secc, Coyella-Enlace San pedro
116
Tabla 46-Subestación de Desamparados
Circuito
Disyuntor (fase)
401
402
403
DPU 2000R VI
DPU 2000R VI
DPU 2000R VI
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
0
0
0
100T
100T
100T
100T
80T
65T
50T
80T
65T
1A
404
DPU 2000R VI (Subestación)
y DPU 2000R EI ([1A]
Republic y en [1B] Río Azul)
50T
40T
30T
25T
80T
65T
405
406
407
DPU 2000R VI (Subestación)
y DPU 2000R EI ([1A] El
Bosque y en [1B] La Pacífica)
DPU 2000R VI
DPU 2000R VI (Subestación)
y DPU 2000R EI (Tarbaca)
1B
50T
0
1A
1B
0
0
1
40T
30T
25T
100T
20T
20T
100T
100T
12T
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
7.300,00
927,90 1042.202193.1 3628
7.600,00
927,90 1042.202193.1 3628
7.850,00
927,90 1042.202193.1 3628
Se funde por carga
5610-Secc. Garantías Sociales7.623,80 1042.101365.11
3.100,00
Enlace Santa Marta
3.400,00
6.136,10 1042.167147.1 9001
Fusibles Secc. Hacia Plaza
3.600,00
5.427,70 1042.57623.5
Cristal
3.700,00
5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina
3.800,00
5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina
Se funde por carga
5610-Secc. Garantías Sociales7.623,80 1042.101365.11
3.100,00
Enlace Santa Marta
3.400,00
6.136,10 1042.167147.1 9001
Fusibles Secc. Hacia Plaza
3.600,00
5.427,70 1042.57623.5
Cristal
3.700,00
5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina
3.800,00
5.390,60 1042.102988.26 Princesa Marina
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
117
Tabla 47-Subestación de Dulce Nombre
Circuito
1801
Disyuntor (fase)
Cooper FORM6
ANSI EI
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
1.320,00
2.110,00
2.360,00
2.609,00
2.715,00
2.773,00
2.900,00
Se funde por carga
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Tabla 48-Subestación de Electriona
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
1803
DPU 2000R VI
0
1804
DPU 2000R VI
0
1805
DPU 2000R VI
0
12K
8T
12K
8T
12K
8T
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Distancia desde
la subestación
(m)
118
Tabla 49-Escazú
Circuito
Disyuntor (fase)
2803
2804
DPU 2000R VI
DPU 2000R VI
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
0
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
Se funde por carga
4.620,00
25,20
5.000,00
25,20
5.500,00
0,00
5.650,00
0,00
Se funde por carga
Se funde por carga
2805
DPU 2000R EI
0
0
2806
DPU 2000R VI
(Subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI (Plaza
Roble)
65T
100T
100T
80T
65T
50T
40T
65T
1
Está proteginedo una carga
0
2807
DPU 2000R EI
([0]Subestación y
[1]Salitral)
1
0
2808
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI (La
Chispa)
1
100T
80T
65T
50T
100T
80T
65T
50T
40T
30T
100T
50T
40T
30T
25T
20T
5.700,00
6.050,00
6.600,00
Se funde por carga
3.200,00
3.600,00
4.000,00
4.200,00
4.400,00
Se funde por carga
Se funde por carga
2.750,00
2.860,00
2.990,00
3.050,00
Se funde por carga
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
1042,41361,1
1042,41361,1
3825
3825
0,00
0,00
0,00
3.878,70
2.835,60
2.203,40
2.203,40
2.203,40
8050
8023
8049
8049
8049
10.385,20
4.865,00
4.865,00
4.865,00
8081
8067
8067
8067
119
Tabla 50-Subestación del Este
Circuito
Disyuntor (fase)
1101
DPU 2000R EI
1102
Cooper FORM 4C
133 (subestación) y
DPU 2000R EI
(Chacón Pault)
1103
DPU 2000R EI
(subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI (La
carpintera)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
0
1
1104
Cooper FORM 4C
133
0
30K
20T
100T
80T
65T
50T
15T
12K
8T
1
0
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
Se funde por carga
7.900,00
1.677,00 1042.99617.49 8610
8.110,00
383,80 1042.99617.23 Entrada Urb. Vistas del Este
8.300,00
383,80 1042.99617.23 Entrada Urb. Vistas del Este
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Ninguno
100T
80T
65T
50T
40T
30T
4.450,00
4.660,00
5.010,00
5.200,00
5.250,00
Se funde por carga
3.938,30
3.938,30
2.856,80
2.856,80
2.856,80
1042.167246.13
1042.167246.13
1042.102357.3
1042.102357.3
1042.102357.3
Antigua Galera
Antigua Galera
3420
3420
3420
120
Tabla 51-Subestación de Guadalupe
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
501
DPU 2000R VI
0
502
DPU 2000R VI
0
504
DPU 2000R VI
0
505
DPU 2000R VI
(subestación) Y
NULEC IEC EI (La
Nación)
Guadalupe 1-2
0
25K
15T
25K
15T
12K
8T
20K
12T
1
DPU 2000R VI
0
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Distancia desde
la subestación
(m)
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Ninguno
20K
12T
Se funde por carga
Se funde por carga
Tabla 52-Subestación de Lindora
Circuito
Disyuntor (fase)
0
100T
2703
DPU 2000R VI
(subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI (Empaques
universal)
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Se funde por carga
1
10T
Se funde por carga
2704
DPU 2000R VI
0
2706
DPU 2000R VI
0
2707
DPU 2000R VI
0
2709
DPU 2000R VI
0
100K
100T
100T
100K
100T
100K
100T
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Dispositivos
Fusible
en cascada
Distancia desde
la subestación
(m)
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
121
Tabla 53-Subestación de Heredia
Circuito
2501
2502
Disyuntor (fase)
DPU 2000R EI
DPU 2000R EI
(subestación) y
REF615 ANSI EI
(Aurora)
Dispositivos
en cascada
0
0
Fusible
100T
80T
65T
50T
40T
30T
100T
80T
65T
50T
40T
30T
1
Máxima corriente de
cortocircuito a la que
coordina (A)
Distancia desde la
subestación (m)
3.400,00
3.700,00
3.900,00
4.050,00
4.100,00
Se funde por carga
3.400,00
3.700,00
3.900,00
4.050,00
4.100,00
Se funde por carga
Ninguno
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Tabla 54-Subestación de Primer Amor
Disyuntor (fase)
1001
Cooper FORM6 164
(subestación) y …
EI (Bajos Virilla)
0
Cooper FORM6 164
0
1002
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
20K
Se funde por carga
12T
Se funde por carga
NO HAY DATOS
20K
Se funde por carga
12T
Se funde por carga
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
1
Distancia desde
la subestación
(m)
122
Tabla 55-Subestación de Porrosatí
Circuito
Disyuntor (fase)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1302
DPU 2000R VI
(subestación),
REF615 ANSI EI
([1] La Máquina y
[2] La Amada)
1
2
0
1304
DPU 2000R VI
(subestación),
REF615 ANSI EI
([1] San Roque y [2]
Villa Barba)
1
2
100T
80T
65T
50T
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
8T
100T
80T
65T
50T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
15T
10T
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
3.770,00
4.478,90 3F_266_AAC_H 8206
5.300,00
1.098,80 3F_266_AAC_H 100m Oeste Plaza San Juan
5.800,00
516,50 3F_266_AAC_H 8202
Se funde por carga
1.570,00
10.381,40 1042.25397.34 Cedal la Catalina
2.350,00
2.604,00
Control la Amada
7.669,80
2.570,00
4.906,50 1042.149089.3 Costado Sur banco de los mariscos
2.820,00
La Meseta
3.229,30
2.950,00
8.212,00
Costa Oeste
2.546,20
3.000,00
8.212,00
Costa Oeste
2.546,20
3.100,00
S1069
Enlace San Lorenzo
1.969,20
Se funde por carga
Se funde por carga
3.770,00
0,00
5.300,00
0,00
5.800,00
0,00
Se funde por carga
1.900,00
7.254,50 1042.25598.5 ICAFE
2.170,00
5.889,20 1042.27552.54 Costado Sur urbanización Doña Elena
2.270,00
5.889,20 1042.27552.54 Costado Sur urbanización Doña Elena
2.400,00
4.574,40 1042.25373.25 Costado Sur
2.450,00
3.862,70 1042.26905.4 2600-Control San Roque
2.490,00
3.862,70 1042.26905.4 2600-Control San Roque
Se funde por carga
Se funde por carga
123
Tabla 56-Subestación de Sabanilla parte 1
Circuito
Disyuntor (fase)
701
DPU 2000R VI
(subestación), DPU
2000R EI ([1A] Los
cuadros y [1B]
Rancho redondo) y
[2B] Cooper
FORM6 EI (Llano
Grande)
702
DPU 2000R VI
(subestación) y PU
2000R EI
(Guayabos)
0
1A
1B
2B
0
1
703
DPU 2000R VI
704
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
([1A] San Ramón y
[1B] Mata de
Plátano)
Máxima corriente Distancia desde
Identificación
de cortocircuito a
la subestación
Nombre de la locación
del tramo
la que coordina (A)
(m)
80T
3.050,00
65T
4.400,00
0,00
50T
5.100,00
0,00
40T
Se funde por carga
8T
Se funde por carga
NO HAY DATOS
NO HAY DATOS
80T
3.150,00
3.465,40 1042,56593,3 Escuela de Lourdes
65T
4.700,00
0,00
50T
5.900,00
0,00
40T
Se funde por carga
10T
Se funde por carga
65T
3.630,00
1.918,50 1042,102378,5 1822
50T
4.665,00
429,90 1042,102369,43 Paso Hondo
45T
Se funde por carga
80T
2.750,00
4.283,80 1042.102583.2 8629
65T
3.910,00
1.262,20 1042.102391.14 Instalaciones Deportivas UCR
50T
4.900,00
S358
5202
388,60
40T
Se funde por carga
6T
Se funde por carga
40T
1.720,00
12.428,60 1042.58529.1 8620
30T
1.820,00
S365
8613
11.758,10
25T
1.910,00
10.691,20 1042.102639.3 PH Pto Escondido
20T
1.940,00
S372
PH Lotes
9.624,90
15T
Se funde por carga
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
0
1A
1B
124
Tabla 57-Subestación de Sabanilla parte 2
Circuito
Disyuntor (fase)
705
DPU 2000R VI
(Subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI (Moravia)
1
0
80T
65T
50T
40T
10T
100T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
3.500,00
3.492,30
4.550,00
2.415,20
4.700,00
2.415,20
Se funde por carga
Ninguno
3.330,00
4.331,90
4.700,00
2.018,70
5.600,00
1.636,10
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
1
10T
Se funde por carga
0
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
8T
80T
65T
50T
40T
Se funde por carga
1.900,00
2.200,00
2.370,00
2.500,00
2.610,00
2.700,00
Se funde por carga
Se funde por carga
2.750,00
3.910,00
4.900,00
Se funde por carga
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
80T
65T
50T
40T
1
706
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI (El
Alto)
707
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
(Yoses)
708
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI ([1]
Calasanz y [2]
Barrio Punta)
0
1
2
709
DPU 2000R VI
0
7.510,10
6.139,50
6.139,50
6.139,50
5.005,40
5.005,40
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
1042,206108,4 Colegio Saint Claire
1042,201443,8 MegaSuper
1042,201443,8 MegaSuper
1042.206107.1 78300 Enlace Miraflores
1042.211897.1 AYA Carmen de Guadalupe
1042.211817.12 Escuela Nueva Laboratorio
S400
S313
S313
S313
S324
S324
Costado Norte Clínica Quesada Durán
Antiguo ITAN
Antiguo ITAN
Antiguo ITAN
Casa Presidencial
Casa Presidencial
4.075,80 7409IB-7407 F-7425 Fusibles de Sección
1.284,10 1042.102369.20 Cruz Roja Guadalupe
638
Paso Hondo
237,20
125
Tabla 58-Subestación San Miguel parte 1
Circuito
Disyuntor (fase)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1A
2601
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
([1A] Paracito, [2A]
Clodomiro Picado y
[1B] Pista de
Zurquí)
2A
65T
1.960,00
0
50T
40T
30T
25T
20T
15T
100T
2.180,00
2.300,00
2.400,00
2.450,00
2.520,00
Se funde por carga
Se funde por carga
1
8T
1B
2603
DPU 2000R VI
(Subestación) y
Cooper FORM6
ANSI EI
(Bouganvillia)
100T
65T
50T
40T
30T
25T
20T
15T
10T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
1.960,00
13.586,50
2.180,00
13.080,30
2.300,00
13.080,30
2.400,00
8.900,40
2.450,00
8.732,50
2.520,00
8.732,50
Se funde por carga
Se funde por carga
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Identificación
del tramo
1042,104871,4
1042,48395,7
1042,48395,7
1042,177671,5
1042,56358,36
1042,56358,36
13586,5
13080,3
13080,3
8900,4
8732,5
8732,5
Nombre de la locación
Escuela Las Nubes de Coronado
Patio de Agua
Patio de Agua
Carga F-7822
Torres de Radio UCR
Torres de Radio UCR
1042,104871,4 Escuela Las Nubes de
Coronado
1042,48395,7 Patio de Agua
1042,48395,7 Patio de Agua
1042,177671,5 Carga F-7822
1042,56358,36 Torres de Radio UCR
1042,56358,36 Torres de Radio UCR
Se funde por carga
126
Tabla 59-Subestación San Miguel parte 2
Circuito
Disyuntor (fase)
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1A
2602
DPU 2000R VI
(Subestación) y
DPU 2000R EI
([1A] Lincoln y [1B]
Los colegios)
1B
100T
100T
80T
65T
50T
40T
30T
100T
80T
65T
50T
40T
30T
25T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
Se funde por carga
3.220,00
4.743,70
3.820,00
2.780,60
4.200,00
2.073,80
4.400,00
2.073,80
4.500,00
2.073,80
Se funde por carga
2.640,00
7.388,00
3.090,00
4.743,70
3.460,00
3.579,40
3.550,00
3.313,70
3.770,00
2.780,60
3.900,00
2.551,70
Se funde por carga
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
1042,185809,36
1042,34083,6
1042,169711,5
1042,169711,5
1042,169711,5
Costado Sur Parque de la Florida
Carga Propia de 8407
Costado Norte Escuela Bo, Socorro
Costado Norte Escuela Bo, Socorro
Costado Norte Escuela Bo, Socorro
1042,104672,34
1042,185809,36
1042,104876,63
1042,44770,33
1042,34083,6
S1134
Carga Propia de 7801
Costado Sur Parque de la Florida
Costado Sur Parque de la Florida
7803 Cntrl Lincoln
Carga Propia de 8407
6401 Costa Este
127
Tabla 60-Subestación del Sur
Dispositivos
Fusible
en cascada
Circuito
Disyuntor (fase)
801
DPU 2000R VI
0
802
DPU 2000R VI
0
803
DPU 2000R VI
0
804
DPU 2000R VI
0
12K
8T
12K
8T
12K
8T
12K
8T
Máxima corriente
de cortocircuito a
la que coordina (A)
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Distancia desde
la subestación
(m)
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Identificación
del tramo
Nombre de la locación
Tabla 61-Subestación de la Uruca
Circuito
Disyuntor (fase)
901
DPU 2000R VI
(subestación) y DPU
2000R EI (Neón
Nieto)
902
907
Dispositivos
Fusible
en cascada
0
1
DPU 2000R EI ([0]
Subestación y [1]
Irazú)
0
DPU 2000R VI
0
1
80T
65T
50T
12T
25K
15T
8T
12K
8T
Máxima corriente Distancia desde
de cortocircuito a
la subestación
la que coordina (A)
(m)
7.000,00
0,00
8.600,00
0,00
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
Se funde por carga
0
0
128