KINENERGY - Insights #Corto Circuito

¿Cómo prevenir descargas eléctricas e incendios en instalaciones eléctricas?

Thu, 08 Jan 2026 19:22:55 -0600

Podemos entender una descarga eléctrica como una corriente eléctrica que pasa por un cuerpo o algún material externo. En este contexto, en México, la electricidad sigue siendo una de las causas más subestimadas de accidentes graves dentro del hogar. No porque falten normas, sino porque existe una brecha profunda entre lo que la regulación contempla, lo que el mercado ejecuta y lo que realmente ocurre dentro de las instalaciones eléctricas una vez que se habitan. Esta misma brecha ha sido analizada previamente desde una perspectiva más amplia en nuestro artículo “Principios de seguridad eléctrica para una operación confiable”, donde abordamos la seguridad eléctrica no solo como cumplimiento normativo, sino como un elemento esencial para proteger a las personas, los activos y la continuidad operativa. En este nuevo análisis, profundizamos específicamente en cómo esa brecha se manifiesta dentro de las viviendas y qué soluciones técnicas existen hoy para cerrarla.

De acuerdo con datos del Programa Casa Segura®, cada año alrededor de 11,000 personas sufren quemaduras en el país. Más de la mitad -52.7 %, cerca de 8,960 casos - ocurren en casa habitación, y del total de estos eventos, el 41 % tiene origen eléctrico. A esto se suman aproximadamente 560 decesos anuales por electrocución, de las cuales el 31.4 % sucede dentro del hogar. En términos prácticos, una persona perece cada 48 horas por un accidente eléctrico en su propia casa.

Estas cifras no responden a escenarios extremos ni a instalaciones improvisadas. La mayoría de estos eventos ocurren en viviendas que, al menos desde el punto de vista normativo, están “correctamente” instaladas. Y es ahí donde surge la verdadera pregunta: ¿por qué, aun cumpliendo la norma, el riesgo persiste? La respuesta está en el alcance real de las protecciones tradicionales…Los datos son, sin duda, fríos. Pero el objetivo de exponerlos no es alarmar, sino generar conciencia y, sobre todo, abrir la conversación sobre las soluciones que hoy existen.

Funcionamiento de un dispositivo GFCI

El GFCI (Ground Fault Circuit Interrupter), también conocido como “IFCT”, es un dispositivo diseñado específicamente para proteger a las personas contra descargas eléctricas. Su principio de funcionamiento es simple, pero extremadamente efectivo.

El GFCI monitorea constantemente la corriente que fluye por el conductor de fase y la compara con la que regresa por el neutro. Si detecta una diferencia de apenas 4 a 6 miliamperes, interpreta que existe una fuga de corriente hacia tierra, posiblemente a través del cuerpo de una persona, y desconecta el suministro eléctrico en milisegundos. Este umbral no es arbitrario. Está directamente relacionado con la respuesta fisiológica del cuerpo humano ante el paso de corriente eléctrica. A niveles cercanos a 6 mA, la corriente suele percibirse únicamente como un cosquilleo. Sin embargo, cuando la corriente aumenta a partir de 20 mA, los músculos comienzan a contraerse involuntariamente, lo que puede impedir que la persona se libere del punto de contacto. Entre 30 y 80 mA, el riesgo para la salud se incrementa de forma significativa, ya que la corriente puede afectar el sistema respiratorio y, si atraviesa el pecho, comprometer el funcionamiento del corazón.

Por encima de estos valores, el riesgo deja de ser teórico y se convierte en una amenaza directa de lesiones graves, quemaduras y daño permanente. El GFCI actúa precisamente en el rango más bajo de ese espectro, cuando la corriente aún es lo suficientemente pequeña para no causar daños severos, pero lo suficientemente anormal para indicar una condición peligrosa.

¿Cómo funciona un dispositivo AFCI?

El AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter) no está diseñado para proteger directamente a las personas, sino para prevenir incendios originados por arcos eléctricos, uno de los riesgos más comunes y menos visibles dentro de una instalación eléctrica habitada.

Un arco eléctrico es una descarga sostenida que genera altas temperaturas, incluso cuando la corriente total del circuito es relativamente baja. A diferencia de un cortocircuito clásico, el arco puede mantenerse durante largos periodos sin provocar el disparo de un interruptor convencional. Este fenómeno suele originarse por:

Conexiones flojas en contactos o interruptores.
Conductores dañados parcialmente (por ejemplo, atravesados por tornillos).
Aislamiento degradado por envejecimiento o calor.
Falso contacto continuo en bornes o terminales.
Fallas humanas en la operación.
Polvo y suciedad.

Desde el punto de vista eléctrico, estas fallas pueden presentarse de dos formas principales:

Arco en serie, donde la corriente es baja debido a la alta impedancia del arco.
Arco en paralelo, entre línea y neutro o tierra, donde la corriente aumenta, pero no siempre lo suficiente para disparar un interruptor convencional.

El dispositivo AFCI está diseñado precisamente para identificar este tipo de fallas. A diferencia de los dispositivos de protección convencionales, no se limita a medir corriente y voltaje, sino que analiza la calidad de la onda eléctrica que circula por el circuito. Cuando aparece un arco, la forma de la onda se distorsiona: se generan picos, caídas abruptas y ruido eléctrico característico. Al reconocer estos patrones anómalos, el AFCI interrumpe el circuito antes de que el calor acumulado derive en ignición de materiales cercanos.

En términos prácticos, el interruptor AFCI detecta condiciones que pueden iniciar un incendio mucho antes de que existan llamas visibles, actuando en una etapa donde el daño aún es prevenible.

Curva de disparo de un interruptor termomagnético convencional

Las funciones de protección de un interruptor termomagnético (ITM) son dos:

Sobrecarga. En un ITM de 20 A, la operación puede mantenerse alrededor de 16 A durante largos periodos, incluso hasta 20 horas continuas, y disparar a corrientes cercanas a 140 A en aproximadamente 1 segundo. Esta característica permite que los equipos funcionen sin interrupciones durante condiciones normales de uso, pero también implica que corrientes anómalas moderadas puedan mantenerse durante lapsos prolongados.
Cortocircuito. El disparo inicia a partir de 160 A, con tiempos extremadamente cortos (hasta 0.002 segundos, dependiendo de la curva). Esta protección es altamente efectiva frente a fallas severas y abruptas, como un cortocircuito franco entre conductores.

El problema, sin embargo, no es la ausencia de protección, sino el alcance limitado de estas funciones frente a otros tipos de fallas. Las descargas eléctricas hacia las personas ocurren en el orden de miliamperes, un rango completamente fuera de la sensibilidad de un ITM. De forma similar, las fallas por falso contacto o arco eléctrico pueden mantenerse por debajo de la corriente nominal del interruptor durante largos periodos, generando calor progresivo sin provocar su disparo.

Desde la perspectiva del ITM, todas estas condiciones permanecen dentro de su zona de operación segura. Sin embargo, el riesgo es real y acumulativo: el calor aumenta, los materiales se degradan y la probabilidad de una descarga o un incendio crece con el tiempo, sin que el dispositivo convencional lo perciba.

Limitaciones de los interruptores termomagnéticos convencionales en la prevención de descargas eléctricas e incendios

Las funciones de protección de un interruptor termomagnético (ITM) convencional cubren los problemas principales de una instalación eléctrica; sin embargo, no abarcan la totalidad de los escenarios de riesgo que pueden presentarse durante su operación normal, entre ellos:

Descargas eléctricas hacia personas. Las fallas por contacto a tierra que involucran a las personas ocurren en el orden de miliamperes (mA), un nivel de corriente muy inferior al rango de operación de un ITM, por lo que no son detectadas por la protección convencional.
Fallas por falso contacto. Este tipo de fallas se presenta generalmente con corrientes menores a la corriente nominal del circuito. Aunque la corriente total sea baja, el falso contacto genera calentamiento localizado en conexiones y bornes, sin provocar el disparo del interruptor.
Exceso de carga cercano a la corriente nominal. Las corrientes iguales o muy cercanas a la corriente nominal, mantenidas durante periodos prolongados, provocan el desgaste progresivo del aislamiento y de las conexiones eléctricas, aun cuando el interruptor continúe operando normalmente.
Falta de mantenimiento en la instalación. La ausencia de mantenimiento incrementa la probabilidad de que se presenten los escenarios anteriores. Conexiones flojas, aislamiento envejecido y componentes deteriorados aumentan el riesgo de descargas eléctricas, sobrecalentamientos y fallas por arco eléctrico, sin que el ITM tenga la capacidad de detectarlos.

Todos estos problemas, no solo son provocados por una mala instalación o mal uso. También son parte del ciclo de una instalación eléctrica y es inevitable.

Soluciones disponibles en el mercado

Actualmente, los fabricantes de equipos eléctricos ofrecen soluciones específicas para atender los riesgos que no cubren las protecciones convencionales. Estas soluciones se han desarrollado y normalizado a ritmos distintos:

Protección GFCI (falla a tierra).

La tecnología GFCI se encuentra ampliamente permeada en el mercado. Actualmente está disponible tanto en contactos como en interruptores, con configuraciones que permiten:

Proteger circuitos completos y todo el cableado aguas abajo desde el tablero.
Proteger únicamente las tomas de corriente aguas abajo del dispositivo.

Esta solución es altamente comercial, de fácil acceso y disponible de forma generalizada.

Protección AFCI (falla de arco).

A diferencia del GFCI, la protección AFCI no es una solución nueva. El NEC la incorporó desde 2007, cuando aparecieron los primeros interruptores de falla de arco. Sin embargo, a pesar de llevar más de 20 años incluida en la normativa, su adopción en el mercado ha sido considerablemente menor.
Aunque el AFCI protege directamente contra incendios y quemaduras provocadas por fallas en la instalación, su implementación no ha alcanzado el mismo nivel de penetración que el GFCI.

Interruptores con funciones duales (AFCI + GFCI).

Derivado de un endurecimiento progresivo de las exigencias normativas, la solución más eficiente desde el punto de vista técnico es el uso de dispositivos duales, que integran:

Protección contra descargas eléctricas (GFCI).
Protección contra fallas de arco eléctrico (AFCI).
Estos dispositivos pueden implementarse tanto en contactos como en interruptores, ofreciendo una cobertura integral frente a los principales riesgos eléctricos.

La selección depende deltipo de instalación, uso del espacio y normativas aplicables, tanto para instalaciones residenciales como no residenciales. No existe una solución universal ya que se requiere un análisis por área.

Criterio de diseño y referencia normativa

Desde el punto de vista del diseño eléctrico, es indispensable trabajar con criterios alineados a la tendencia normativa más actual. En México, la referencia obligatoria es la NOM-001-SEDE-2012; sin embargo, esta norma deriva de versiones anteriores del NEC (National Electrical Code) y no siempre incorpora los criterios más recientes ni los aterriza de forma precisa.

Por esta razón, cuando la normativa nacional no establece con claridad un criterio técnico, es una práctica común y válida referirse directamente al NEC como marco de referencia. En la práctica profesional, el NEC 70-2023 marca la dirección hacia la cual se están moviendo las futuras actualizaciones normativas y permite anticipar requisitos que eventualmente serán obligatorios.

Comparativa básica de GFCI: NOM-001-SEDE-2012 vs NEC 70-2023

En el caso de la protección GFCI, la comparación entre la norma mexicana vigente y el NEC 2023 muestra un endurecimiento progresivo de los criterios de aplicación.

Desde 2012, la NOM ya establece como obligatorio el uso de GFCI en áreas como:

Baños.
Garajes.
Exteriores.
Sótanos.

Sin embargo, el NEC 2023 amplía y precisa estos criterios, incorporando escenarios que anteriormente no estaban claramente definidos o no eran obligatorios. Este endurecimiento normativo no responde a una sobrerregulación, sino a la necesidad de reducir el riesgo real de descargas eléctricas en condiciones de uso cotidiano, incluso en equipos que históricamente no se consideraban críticos.

Comparativa básica de AFCI entre NOM-SEDE-001-2012 vs NEC 70 2023

La comparación más relevante se presenta en el caso de la protección AFCI (falla de arco). En artículos específicos se establece su aplicación en áreas como:

Recámaras.
Salas de estar.
Cocinas.
Cuartos familiares.
Bibliotecas.
Closets.

No obstante, en la práctica, las Unidades de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) no suelen exigir el cumplimiento estricto de estos artículos. Debido a que para la mayoría de las viviendas en México solo se requiere cumplir con la especificación de CFE para acometidas residenciales; misma que solamente abarca hasta el interruptor principal dejando a criterio del constructor todo el diseño eléctrico. La razón principal de la falta de aplicación de esta norma es que implicaría instalaciones más costosas, complejas y técnicamente exigentes, especialmente en el sector residencial.

En contraste, el NEC exige desde hace varios ciclos normativos la protección AFCI de forma rigurosa, principalmente debido a los métodos constructivos en Estados Unidos, donde las instalaciones eléctricas se alojan en estructuras de madera. En ese contexto, un arco eléctrico representa un riesgo inmediato de incendio estructural.

En México, al adaptar la norma, se trasladó el texto, pero no se redefinieron claramente las áreas ni los criterios de aplicación, lo que generó:

Ambigüedad sobre dónde aplicar AFCI.
Vacíos normativos interpretables.
Baja adopción en el mercado.

Como consecuencia, cuando el cliente puede omitir la protección para reducir costos, la seguridad suele quedar en segundo plano.

¿Dónde usar cada protección?

Más allá de lo que establece la norma, la correcta aplicación de GFCI y AFCI requiere análisis por área y por uso, considerando el riesgo real asociado al entorno.

La protección GFCI debe emplearse en áreas donde exista contacto directo con las personas y un riesgo elevado de descarga eléctrica, particularmente en presencia de agua o humedad. Esto incluye espacios exteriores, baños, áreas de lavado y zonas susceptibles de inundación. En estos entornos, la combinación de electricidad y humedad incrementa de forma significativa la probabilidad de una falla a tierra que pueda involucrar al cuerpo humano, por lo que la protección GFCI resulta indispensable.

Por su parte, la protección AFCI debe utilizarse en áreas donde un arco eléctrico, incluso de baja energía, pueda iniciar un incendio debido a la presencia de materiales combustibles. Este escenario es común en recámaras (donde existen textiles como sábanas y cortinas), en bibliotecas, en cocinas (donde hay grasas y líquidos inflamables), así como en comedores y áreas sociales. En estos espacios, un calentamiento localizado o una chispa mínima puede evolucionar rápidamente hacia un evento de mayor gravedad.

Si bien las normas tienden a listar un amplio número de áreas donde se recomienda o exige el uso de estas protecciones, el criterio técnico adecuado consiste en evaluar qué materiales rodean cada punto eléctrico y qué consecuencias tendría un arco eléctrico o un sobrecalentamiento localizado. Este análisis permite definir de manera precisa qué tipo de protección es necesaria en cada caso, más allá de una aplicación genérica de la normativa.

En KINENERGY acompañamos a desarrolladores, arquitectos, constructores y propietarios en el análisis, diseño y evaluación de instalaciones eléctricas, integrando criterios técnicos actualizados, referencias normativas internacionales y soluciones orientadas a la prevención real de riesgos eléctricos.

Si estás diseñando un proyecto, evaluando una instalación existente o buscando optimizar la seguridad eléctrica de un inmueble, una revisión técnica a tiempo puede marcar la diferenciaentre una instalación que solo cumple y una que verdaderamente protege.

Contáctanos aquípara una evaluación técnica especializada o asesoría en diseño eléctrico. Nuestro equipo puede ayudarte a tomar decisiones informadas, alineadas con la normativa actual y las mejores prácticas del sector: hola@kin.energy

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Ángel Rabadán

Ingeniero Eléctrico

Ángel cuenta con más de 2 años de experiencia en diseño eléctrico y 10 proyectos de ingeniería en México; destaca su participación en el proyecto Towers at the Park en Monterrey. Ángel cuenta con Licenciatura en Ingeniería Eléctrica - Electrónica por parte de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México, actualmente cursa una especialidad en Instalaciones Eléctricas Industriales por el posgrado de ingeniería UNAM.

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Riesgos de usar materiales no certificados en una instalación eléctrica

Mon, 23 Jun 2025 18:52:17 -0600

En el sector de la ingeniería y la construcción, el uso de materiales eléctricos certificados es esencial para garantizar la seguridad, el correcto desempeño y la vida útil de cualquier instalación. Aunque el diseño y los cálculos técnicos suelen ser una prioridad, el empleo de componentes sin certificación convierte incluso un sistema bien diseñado en un riesgo potencial.

Esta práctica es común en mercados donde se prioriza el bajo costo sobre la calidad, lo que puede derivar en sobrecalentamientos, cortocircuitos, fallas de equipos, incendios y accidentes graves, problemas que generalmente no se hacen visibles hasta que ocurre un siniestro.

¿Qué significa que un material esté certificado?

La certificación es una validación formal, realizada por un organismo acreditado (nacional o internacional) que confirma que un producto cumple con normas técnicas específicas. Este proceso incluye:

Ensayos mecánicos, térmicos y eléctricos.
Revisión de los procesos de manufactura y del lote de fabricación.
Marcas visibles como hologramas NOM, sellos UL, o etiquetas de otros organismos reconocidos.

Un material certificado ha sido probado en laboratorios acreditados bajo condiciones reales de uso. La certificación no es un tema de marca o mercadotecnia: es sinónimo de trazabilidad, resistencia térmica, aislamiento eléctrico, compatibilidad y cumplimiento dimensional.

Por ejemplo, un cable sin marca NOM no puede garantizar su calibre, aislamiento ni capacidad de conducción. Esto implica un riesgo directo para la seguridad operativa del sistema eléctrico.

Principales certificaciones en materiales eléctricos

Entre las certificaciones más comunes y relevantes se encuentran:

NOM (Norma Oficial Mexicana): Obligatoria en México, establece requisitos mínimos de seguridad, calidad y compatibilidad.
ANCE: Organismo mexicano que evalúa la conformidad con NOM y NMX.
UL (Underwriters Laboratories): Norma estadounidense que valida seguridad eléctrica, inflamabilidad, resistencia térmica y desempeño.
IEC (International Electrotechnical Commission): Norma técnica internacional, aceptada en diversos países.
CE: Certificación europea que garantiza cumplimiento con normativas de la Unión Europea en materia de seguridad, salud y medio ambiente.

Impacto económico, técnico y operativo del uso de materiales no certificados

El uso de materiales eléctricos de baja calidad o sin certificación implica riesgos graves que afectan tanto la seguridad de las personas como la operación de las instalaciones. Entre los principales se encuentran:

Sobrecalentamiento: un cable mal fabricado puede contener hasta un 30 % menos de cobre de lo requerido, lo que eleva su temperatura en operación y reduce drásticamente su vida útil.
Falsos disparos o fallas en la protección: interruptores de baja calidad pueden no activarse correctamente ante un cortocircuito, aumentando el riesgo de incendio.
Aislamientos deficientes: los materiales plásticos sin certificación tienden a resecarse o fracturarse, lo que favorece la aparición de cortocircuitos.
Tuberías de baja resistencia: las tuberías sin protección UV o con materiales deformables pueden fallar por exposición al calor o al sol.
Fallas recurrentes e interrupciones no programadas: el uso de componentes sin certificación provoca averías frecuentes, cortes inesperados y pérdida de continuidad operativa.
Daños en equipos por sobretensiones o protecciones inadecuadas: la falta de dispositivos de calidad compromete el correcto funcionamiento de los sistemas de protección, exponiendo los equipos a daños irreversibles.
Incendios provocados por puntos calientes o fallas en los componentes: las deficiencias en los materiales pueden originar focos de calor y fallas eléctricas que, en el peor de los casos, desencadenan incendios.
Negativa de aseguradoras a cubrir siniestros: en caso de un siniestro, las aseguradoras suelen rechazar los reclamos si se comprueba el uso de materiales no certificados o fuera de norma.
Costos ocultos: a los riesgos físicos se suman los costos indirectos: retrabajos, paros de producción, multas por incumplimiento normativo y la pérdida de confianza de los clientes, que puede traducirse en un impacto reputacional y económico significativo.

Recomendaciones clave que todo proyecto eléctrico debe considerar

Exigir fichas técnicas y certificados de conformidad de los materiales.
Revisar cuidadosamente las etiquetas y certificados (NOM, UL, IEC) de los productos antes de su instalación.
Comprar únicamente a distribuidores autorizados, que ofrezcan garantía de origen y calidad.
Comparar el calibre real y el peso de los conductores para asegurarse de que cumplen con las especificaciones.
Rechazar materiales que carezcan de certificación o que presenten etiquetado genérico o dudoso.
Realizar pruebas físicas aleatorias a los materiales recibidos en obra para verificar que cumplan con lo proyectado.

En KINENERGY, como empresa especializada en consultoría, ingeniería y commissioning, tenemos claro que la calidad de un proyecto no depende exclusivamente del diseño o de los cálculos realizados, sino también de la selección adecuada de materiales, la correcta ejecución y el seguimiento técnico son factores clave que determinan el éxito real de una instalación.

El uso de materiales no certificados, las decisiones apresuradas o la falta de documentación técnica generan riesgos que impactan la operación, el mantenimiento, la seguridad y la vida útil de las instalaciones. Por ello, en KINENERGY estamos comprometidos a respaldar cada etapa del proyecto con criterios de ingeniería, cumplimiento normativo y decisiones informadas.

Si deseas asesoría técnica especializada o garantizar la calidad y seguridad de tus instalaciones, déjanos tus datos.

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Juan Corona

Especialista Eléctrico Jr.

Ingeniero Mecatrónico con maestría en BIM Management. Cuenta con los certificados de CEM, PMP, LEED AP, CEAM, BEAP, BCxP, EDGE Auditor. Ha trabajado en proyectos de infraestructura crítica, generación de energía, industriales y comerciales. Actualmente, se desempeña como director General de KINENERGY.

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Lineamientos del Código de Red 2.0: Centros de Carga

Wed, 21 Jun 2023 12:59:39 -0600

¿Qué es el Código de Red?

Es la regulación emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que establece los requerimientos técnicos-operativos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos asociados con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Regula las diversas actividades que se llevan a cabo en el SEN como son:

Planeación.
Control operativo.
Control físico.
Operación de la Red Nacional de Transmisión (RNT).
Operación de las Redes Generales de Distribución (RGD).
Interconexión de Centrales Eléctricas.
Conexión de Centros de Carga.

Objetivo

Establecer los criterios técnicos que los integrantes de la industria eléctrica deben cumplir de manera obligatoria en el desarrollo de sus actividades en el Sistema Eléctrico Nacional para garantizar la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica.

¿A quién va dirigido?

El Código de Red es de cumplimiento obligatorio para todos los usuarios del SEN, como son:

El Centro Nacional de Control de Energía.
Transportistas.
Distribuidores.
Centrales Eléctricas.
Centros de Carga.
Generadores.
Suministradores.
Usuarios calificados participantes del mercado.
Comercializadores no suministradores.
Contratistas.

Contenido del Código de Red

El contenido del Código de Red está dividido en las disposiciones generales administrativas de carácter general y en las disposiciones operativas.

Disposiciones Generales del SEN:

Planeación (P).
Operación (OP).
Interconexión para Centrales Eléctricas.
Conexión de Centros de Carga.
Red Eléctrica Inteligente (REI) en materia de telemetría, interoperabilidad y seguridad de la información.
Aplicables a Sistemas Eléctricamente Aislados (SEA).

Manual Regulatorio:

Planeación del Sistema Eléctrico Nacional.
Estados Operativos del Sistema Eléctrico Nacional.
Control y Operación de la Generación y Recursos de Demanda Controlable.
Coordinación Operativa.
Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional.
Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN.

Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN

I. Objetivo

Establecer los requerimientos técnicos que deben cumplir los Centros de Carga conectados al SEN en Media o Alta Tensión, para garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

II. Alcance y aplicación

Los requerimientos del Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN (Manual Regulatorio de Conexión) son de aplicación para todos los Centros de Carga conectados o que pretendan la Conexión SEN en los niveles de Media o Alta Tensión.

Por otro lado, para los Centros de Carga sujetos a la obligación prevista en el Capítulo 1 del Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga del Código de Red publicado en el DOF el 8 de abril de 2016. Se deberá entender que la obligación referida para Centros de Carga en Media Tensión o Alta Tensión continua vigente y exigible por la CRE, en un plazo que no podrá exceder de 3 años, debiendo presentar un Plan de Trabajodetallando las acciones que serán implementadas para asegurar el cumplimiento de lo establecido en este Manual.

Los Centros de Carga en Baja Tensión, no son objeto del presente Manual Regulatorio de Conexión.

Finalmente, los Centros de Carga que se encuentren conectados en Media Tensión, y que tengan una demanda contratada mayor o igual a 1 MW, contarán con un periodo transitorio no mayor a dos años, contados a partir de la publicación en el DOF de la presente versión del Código de Red, para asegurar el cumplimiento con los requerimientos técnicos señalados en los numerales 2.4 y 2.8 del presente Manual Regulatorio de Conexión, referidos a factor de potencia y calidad de la potencia.

Antes de hablar sobre los requerimientos del Código, vamos a mencionar dónde se aplica.

La evaluación de los requerimientos se debe realizar en el Punto de Conexión en donde el distribuidor, su equipo de medición y el centro de carga se conectan para recibir el suministro de energía eléctrica. Un Punto de Conexión es determinado por el CENACE, donde uno o varios Centros de Carga se conectan en un mismo nivel de tensión.

¿Qué es un Centro de Carga?

Son las instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten que un “Usuario Final” reciba el suministro eléctrico.

En otras palabras, un punto de conexión es la frontera donde limitan las responsabilidades del distribuidor y del Centro de Carga.

Requerimientos Técnicos aplicables a los Centros de Carga

Los Centros de Carga conectados en Media Tención con demanda contratada <1 MW, así como los conectados en Media Tensión con demanda contratada ≤1 MW deben cumplir con los requerimientos estipulados en la siguiente tabla:

RDC: Recursos de Demanda Controlable

Son Centros de Carga que tienen la capacidad de disminuir su consumo de energía eléctrica en tiempo real.

2.1 Tensión

Los Centros de Carga deberán soportar Variaciones de Tensión: En Estado Operativo Normal

+/- 5% de manera permanente, en condiciones distintas al Estado Operativo Normal.
+/- 10% hasta por 20 minutos.

2.2 Frecuencia

Los Centros de Carga deberán soportar variaciones de frecuencia:

+/- 1 Hz en estado permanente.
+/- 2.5 Hz por 30 minutos.

2.3 Corto Circuito

2.4 Factor de Potencia

El Factor de Potencia (FP) o Cos (φ), se define como la relación entre la potencia que produce el trabajo (Potencia Activa) y la potencia total (Potencia Aparente) consumida o suministrada.

Los Centros de Carga Conectados en Media tensión con una demanda contratada igual o superior a 1 MW, tendrán un periodo transitorio no mayor a 2 años, contados a partir de la publicación del presente documento en el DOF, para asegurar el cumplimiento con el requerimiento de factor de potencia.

2.5 Protecciones

Los Puntos de Conexión de Centros de Carga en la RNT y en las RGD deben contar con esquemas de protección. En tanto no se cuente con Norma Oficial Mexicana o especificación técnica aprobada por la CRE, todos los esquemas de protección de los Centros de Carga en los Puntos de Conexión deben cumplir con los requerimientos señalados durante los procesos de Conexión o Modificación Técnica conforme al Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

El Transportista y/o Distribuidor deberán verificar los sistemas de protección para asegurar su adecuada coordinación de protecciones para liberar fallas atendiendo los siguientes criterios y durante el proceso de Conexión o Modificación Técnica:

Detección de fallas internas y externas a la Red particular.
Operación ante baja y alta tensión.
Operación ante baja y alta frecuencia.
Operación ante sobrecarga de circuitos.
Operación ante sobrecarga de transformadores.
Operación de protecciones de respaldo.

Los Centros de Carga se deberán coordinar con el Transportista y/o Distribuidor para el ajuste de las protecciones en el Punto de Conexión.

Cualquier cambio o ajuste que el Centro de Carga desee realizar a los sistemas de protección en el Punto de Conexión deberá notificarlo previamente de conformidad con el Manual Regulatorio de Coordinación Operativa.

Los Centros de Carga son responsables de la implementación y funcionamiento de sus sistemas de protección. Las protecciones de los Centros de Carga en el Punto de Conexión que se encuentren conectados en Alta o Media Tensión se deberán coordinar con el Transportista o Distribuidor según corresponda para lograr este objetivo. Los sistemas de protección de los Centros de Carga deben estar coordinados y ser capaces de liberar las fallas causadas en sus instalaciones.

Referencias:

RESOLUCIÓN Núm. RES/550/2021 de la Comisión Reguladora de Energía por la que se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red. https://dof.gob.mx/2021/CRE/CRE_311221.pdf

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Cómo calcular el Arc Flash para cumplir con la NFPA 70E

Thu, 18 Aug 2022 17:21:48 -0500

La finalidad de este breve artículo es el compartirles un ejemplo de cómo se puede calcular por así decirlo, “de forma sencilla” la energía liberada por el Arc Flash durante un cortocircuito al interior de un tablero, panel o gabinete eléctrico. Conociendo una serie de datos que son necesarios para llevar a cabo la ecuación de energía liberada según la NFPA 70E.

El arco eléctrico es un tema que muchas veces no se le da la importancia debida hasta que ocurre y trae consecuencias a los equipos eléctricos, pero principalmente a las personas y lo que se busca en cualquier instalación eléctrica, más allá de ser funcionales y eficientes es salvaguardar la integridad física de las personas.

Como se mencionó en el artículo “Aspectos básicos del Arc Flash que debes conocer” el arco eléctrico es la emisión de energía causada por una falla eléctrica en un nivel de tensión de 120 volts o mayor a éste, el cual trae consigo un fuerte destello de luz, sonido, temperaturas muy altas y pequeñas esquirlas de material fundido. Por lo cual hay que tomar las precauciones pertinentes cuando se esté frente a un tablero o gabinete energizado.

A continuación, te compartimos un ejemplo de cómo calcular el Arc Flash de acuerdo con esta normativa.

Para fines de este ejercicio se va a emplear la ecuación y consideraciones que están en la NFPA 70E, dado que resulta más sencillo de aplicar, calcular y entender que la normativa IEEE 1584. Porque en la versión IEEE 1584-2018 se decidió no solo considerar si se trata de un medio abierto o cerrado, ahora la disposición de las barras influye para temas de cálculo.

Cabe destacar que el método de la NFPA 70E, tiene como limitante que se puede aplicar siempre y cuando la corriente de falla sea: 16 kA ≤ Icc ≤ 50 kA.

Paso 1: Debemos recabar los datos necesarios para poder ingresarlos a la ecuación, los cuales se enlistan a continuación:

Tomar en consideración si se trata de un BUS al aire libre o encerrado en un gabinete.
Magnitud de la corriente de corto circuito simétrico 3 Ø en el BUS o tablero a estudiar.
Tiempo de disparo (trip) o liberación de la falla en el BUS bajo estudio (es necesario conocer el estudio de coordinación de protecciones).
Distancia típica de trabajo frente al tablero.

Paso 2: Se debe realizar el cálculo cuidando que las unidades sean las correctas para evitar que no resulte un cálculo erróneo.

Paso 3: Hay que obtener el nivel de energía que podría ser liberada y sugerir una clasificación del Equipo de Protección Personal (EPP) a usar.

Ecuación considerando un gabinete, ya que es un caso típico:

Desarrollo del ejemplo:

Se considera un tablero general aguas abajo de un transformador de MT-BT con una tensión menor a 600 V. Dada la magnitud de cortocircuito el tiempo de despeje de la falla será de tan solo 2 ciclos asumiendo que se ha hecho un correcto ajuste del disparo instantáneo en las protecciones.

El resultado anterior nos indica que es necesario utilizar un EPP ya que esta por encima de los 1.2 cal/ donde se puede trabajar sin necesidad de EPP especializado para Arc Flash. Para este ejemplo, es necesario un EPP que esté por arriba de 5.2935 cal/cm2 para que se puedan realizar trabajos en este gabinete o tablero; trabajos que pueden ir desde un simple ajuste al par de apriete de terminales o zapatas, hasta el acomodo (peinado) de conductores eléctricos, lo cual implica, muchas veces, acercar la cara u otras partes del cuerpo al interior del gabinete.

Para el ejemplo será necesario un EPP categoría 2, que es apropiado para una energía de hasta 8 cal/cm2.

En la actualidad, existen softwares computacionales que de forma muy rápida y sencilla a partir del cálculo de cortocircuito y coordinación de protecciones nos pueden arrojar el resultado de la energía liberada del arco eléctrico, incluso, generar las etiquetas con todos los datos como distancias seguras de trabajo, energía liberada, nivel de corto circuito y categoría de EPP necesario.

Es importante conocer y saber realizar estos cálculos a mano para entender mejor estos temas eléctricos que a veces pueden resultar un tanto complejos si no se les aborda con los conocimientos necesarios.

Por último, hacemos la amplia recomendación de que cuando se vaya a trabajar con un tablero energizado se cuente con el equipo de protección personal mínimo recomendando y se considere el tema que se abordó en este artículo.

¡No te confíes y evita accidentes! Nosotros te ayudamos en tu proyecto ¡contáctanos!

Referencias.

NFPA 70E – 2018

IEEE 1548 - 2018

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Métodos y estándares que usamos en KINENERGY para el análisis de cortocircuito

Wed, 20 Apr 2022 19:26:48 -0500

El análisis de fallas de cortocircuito se lleva a cabo para garantizar:

La seguridad de los trabajadores y público en general.
Impedir fallas térmicas o mecánicas de los equipos del sistema de potencia, como los interruptores automáticos, barras colectoras, transformadores y cables.
Dimensionar o determinar las capacidades interruptivas de los dispositivos de protección.

Así mismo, se utiliza para el diseño de redes de tierra en subestaciones eléctricas, centrales eléctricas y líneas de transmisión, además, se emplea para ajustar y coordinar los dispositivos de protección y para el cálculo de voltajes inducidos en circuitos adyacentes de comunicación, tuberías, cercas y otros objetos metálicos.

El cortocircuito se define como la conexión deliberada o accidental a través de una resistencia o impedancia relativamente baja entre dos o más puntos de un circuito, los cuales usualmente tienen diferente potencial.

Los tipos de fallas que ocurren comúnmente se ilustran en la figura 1, (a) Falla monofásica a tierra; (b) Falla bifásica; (c) Falla bifásica a tierra; (d) Falla trifásica a tierra; (e) Falla trifásica; (f) Falla monofásica con una resistencia Rf en forma de arco.

La falla trifásica que afecta simétricamente a las tres fases de un circuito trifásico es la única falla balanceada, mientras que todas las demás fallas están desbalanceadas. Las corrientes máximas de cortocircuito calculadas casi siempre se requieren y, en algunos casos, también se necesitan los valores mínimos para comprobar los requisitos de sensibilidad de los dispositivos de protección sensibles a la corriente.

Fuentes generadoras de corriente de cortocircuito

Las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, sistemas de suministro público, generadores, motores síncronos y motores de inducción, las cuales contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza, así como se muestran en la figura 2. Nótese que el componente del motor de inducción desaparecerá completamente luego de uno o dos ciclos, exceptuando los motores más grandes en la cual se puede presentar por más de cuatro ciclos.

Reactancia de las máquinas rotatorias

La reactancia de las máquinas rotatorias se compone de los siguientes valores:

Reactancia subtransitoria (Xd”): Es la reactancia inicial aparente del devanado del estator en el instante del cortocircuito. Este valor se mantiene aproximadamente hasta 0.1 segundo.

Reactancia transitoria (Xd’): Determina la corriente durante el período siguiente al subtransitorio y abarca el rango de tiempo entre 0.5 y 2 segundos después de la ocurrencia del cortocircuito.

Reactancia síncrona (Xd): Esta reactancia toma efecto después de varios segundos. Va a determinar la corriente después de que la máquina llegue a un estado estacionario.

Los motores síncronos y los generadores se comportan de una manera similar. Al ocurrir una falla, la tensión se reduce, por lo que el motor deja de tomar energía y la velocidad del rotor disminuye, pero debido a la inercia del rotor, la velocidad no disminuye rápidamente, por lo que actúa como un primo-motor, y dado que la excitación se mantiene, el motor se comporta como un generador síncrono. Las reactancias de los motores síncronos se designan de la misma manera que la de los generadores (Xd”, Xd’, Xd). En cambio, los motores de inducción aportan corriente de cortocircuito en forma diferente.

El flujo del campo del motor se produce por inducción del estator. Cuando ocurre una falla, el rotor continúa girando debido a la inercia de la carga y del rotor, pero como el campo magnético desaparece rápidamente, la aportación de corriente de cortocircuito disminuye al poco tiempo de ocurrir la falla. Por esto, a los motores de inducción se les asigna solamente el valor de reactancia subtransitoria (Xd”), tal como se puede observar en la figura 2.

Forma de onda de la corriente de cortocircuito

La corriente de falla está conformada por un componente simétrico que varía sinusoidalmente con el tiempo, el cual representa el estado estable de la corriente en el circuito. Contiene un componente de corriente directa (se genera debido a la descarga de los bancos de capacitores y de las cargas inductivas) cuya magnitud es igual al pico inicial de la onda de tensión, asumiendo que la falla ocurre en el pico de la onda de tensión que crea esta condición. En un sistema trifásico balanceado (con tres tensiones desfasadas 120°), la máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema (cualquiera de las tres).

La magnitud de corriente de cortocircuito depende de la impedancia interna del generador y la impedancia característica de cables, motores y transformadores que componen al sistema. Sin embargo, la impedancia de las máquinas rotatorias (generadores y motores) no son constantes bajo condiciones de cortocircuito.

El comportamiento de un generador síncrono varía con el tiempo, para el primer ciclo de falla se considera la reactancia subtransitoria (Xd”) que determina las corrientes iniciales que fluyen cuando ocurre un cortocircuito, en periodos mayores de falla se usa la reactancia transitoria (Xd’) y, en condiciones de estado estable se considera la reactancia nominal de la máquina (reactancia síncrona Xd). Debido a esto, la forma de onda típica de la corriente de cortocircuito se divide en un período subtransitorio, período transitorio y período estacionario (ver figura 3).

A causa de que las corrientes de las máquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito y sumado a que la Componente de DC decae, la corriente de cortocircuito cambia de ser asimétrica a simétrica, y la corriente total decae con el tiempo.

Componentes que limitan la corriente de cortocircuito

Durante un cortocircuito son las impedancias de los transformadores, los reactores, cables, barras conductoras, fusibles limitadores de corriente y cualesquiera otras impedancias del circuito que se encuentren localizadas entre las fuentes aportadoras de corriente de cortocircuito y el punto de falla, los directos limitadores de corriente de cortocircuito en un sistema eléctrico, en el que la corriente nominal demandada por el mismo es despreciada y las cargas pasivas o que no contribuyen a la corriente de cortocircuito son eliminadas.

Reactancia del transformador: Los transformadores cambian las magnitudes de tensión y corriente, pero no los generan. La corriente de cortocircuito que se proporciona mediante un transformador depende de la relación de tensión nominal de su secundario y de su porcentaje de reactancia. Debido a su reactancia, los transformadores reducen la magnitud de las corrientes de cortocircuito producidas por las fuentes a las cuales están conectados.

Reactores: Los reactores se usan para limitar las corrientes de cortocircuito mediante la inserción deliberada de una reactancia en el circuito. Sin embargo, los reactores tienen algunas desventajas muy marcadas, producen caídas de tensión que pueden ser el motivo de disminuciones momentáneas de tensión en el sistema cuando ocurre una falla, o cuando se arrancan los motores de gran capacidad pueden afectar desfavorablemente la regulación de tensión y pueden activar los dispositivos de baja tensión, además de consumir energía.

Cables: Los cables y barras conductoras son parte de la conexión entre las fuentes de corriente de cortocircuito y el punto de falla. Su impedancia natural limita la corriente de cortocircuito, y la limitación depende de su naturaleza, calibre y longitud del cable.

Fusibles limitadores de corriente (FLC): Estos abren el circuito antes de que la corriente de cortocircuito alcance su valor pico. La interrupción sucede generalmente en el primer cuarto del ciclo, el tiempo total de interrupción es la suma de un tiempo de fusión, mientras que el elemento del fusible se calienta y se funda, y un tiempo de arqueo luego de que el elemento se funde y los productos gaseosos del arco se enfrían debido a los efectos de los componentes adicionales del fusible. El arco origina impedancia, la cual limita la corriente reduciéndola finalmente a cero. El fusible limitador de corriente tiene una baja impedancia hasta que una corriente muy alta empieza a fluir a través de éste. Es a la vez un dispositivo limitador de corriente e interruptor de corriente de cortocircuito, mientras que los fusibles disyuntores normales solo son dispositivos de interrupción.

Cálculo de la corriente de cortocircuito

Existen varios métodos para calcular corrientes de c.c. los cuales se describirán más adelante, pero todos necesitan de una elaboración previa de un diagrama unifilar con su correspondiente diagrama de impedancias.

Para ello se requiere que los valores de tensión, potencia (MVA), corriente e impedancias, se expresen en forma común en por unidad (p.u.) o en porciento para simplificar notación y cálculos, en especial cuando en un mismo sistema eléctrico se manejan distintos niveles de tensión y distintos valores de potencia en los equipos.

Dentro de los métodos matemáticos más empleados para el análisis de sistemas se encuentran los siguientes:

Método del Equivalente de Thévenin

Consiste en obtener un sistema equivalente en el cual las impedancias de todos los elementos queden referidas a una base común de tensión, o bien a una base común de potencia. Según enuncia el teorema de Thévenin, cualquier sistema se puede reducir a una sola impedancia en el punto de falla por combinaciones sucesivas serie, paralelo o por transformaciones delta-estrella alimentada por una fuente de tensión en serie.

Para ello se traza un diagrama unifilar (ver figura 4.a), se selecciona una base apropiada, se obtienen los valores correctos de reactancia, posteriormente, se traza un diagrama de reactancias (ver figura 4.b), se integran todas las reactancias (Equivalente de Thévenin) en el punto de la falla, se determina el valor de la corriente simétrica, y con los factores de asimetría se determina el valor de la corriente asimétrica, también se determina la potencia de cortocircuito.

Método de los MVA

Es un método sencillo para calcular la potencia de cortocircuito simétrico en MVA y a partir de este valor calcular la corriente de cortocircuito. Es ampliamente utilizado para el análisis de sistemas eléctricos de potencia en donde los niveles de tensión son altos; se debe de convertir la impedancia de los equipos directamente a MVA de cortocircuito, se dibuja el diagrama de todos los MVA de cortocircuito de los elementos, se reduce el circuito a los MVA de cortocircuito en el punto de falla y finalmente se calcula la corriente de cortocircuito para el punto de falla.

Método de componentes simétricas

La teoría de componentes simétricas establece que tres vectores desequilibrados de un sistema trifásico (ver figura 6), denominados de secuencia positiva (secuencia de fases igual a la del sistema), negativa (secuencia de fases opuestas a la del sistema) y cero (diferencia de fases de cero grados). Es ampliamente utilizado en el cálculo de corrientes de falla en sistemas de media y alta tensión y, a diferencia de los métodos de equivalente de Thévenin y los MVA, permite efectuar el cálculo de fallas desbalanceadas y fallas monofásicas en un sistema eléctrico.

Para este método se expresan los valores de reactancia de los elementos en el sistema por unidad, estableciendo magnitudes base de tensión y potencia. Se dibuja las redes de secuencia positiva, negativa y cero de acuerdo con los modelos matemáticos de los distintos componentes del sistema eléctrico (Figura 7). Posteriormente, se reduce las redes de secuencia a su equivalente de Thévenin, en el punto de falla, para aplicar las ecuaciones correspondientes y así obtener el valor de corriente de falla.

Método de Zbus

Cuando se tienen sistemas de potencia trifásicos con “n” número de buses, es conveniente calcular las corrientes y tensiones de falla por medio del método de la matriz de impedancias de buses, el cual se basa en las ecuaciones de nodos (ver figura 8), en donde se considera como nodo a los buses existentes en el sistema.

El procedimiento consiste en identificar el número de buses en el diagrama unifilar del sistema bajo análisis, se expresa las reactancias en el sistema en por unidad refiriendo los valores a una unidad base, se reduce a una única impedancia equivalente por el método del equivalente de Thévenin, se elabora el diagrama de secuencias positivas, negativa y cero del sistema eléctrico bajo estudio; posteriormente se expresan los valores de reactancia en sus valores equivalentes de admitancia, se construye la matriz de admitancias a partir del diagrama de secuencia positiva, finalmente se invierte la matriz de admitancias, empleando cualquier modelo matemático y con el valor obtenido de impedancia equivalente en el punto de falla se calculan los valores de corriente y potencia de cortocircuito.

Cálculo ANSI VS IEC

Se han desarrollado directrices y normas para el análisis de cortocircuito. Estos estándares generalmente apuntan a producir consistencia y repetibilidad de resultados que son lo suficientemente precisos para su objetivo. Dos estándares ampliamente utilizados son el International Electro-technical Commission (IEC) 60909-0:2001 y American Institute for Electrical and Electronics Engineers (IEEE) C37.010:1999.

Estándar IEC 60909-0

Establece un procedimiento general, práctico y conciso, que conduce a resultados que generalmente son de precisión aceptable. Está basado en el teorema de Thévenin que consiste en calcular una fuente de tensión equivalente en el punto de cortocircuito para, seguidamente, determinar la corriente en el mismo punto. El estándar es aplicable en sistemas de baja y alta tensión hasta 550 kV y una frecuencia nominal de 50 o 60 Hz. Este método de cálculo permite hallar las corrientes máximas y mínimas.

El procedimiento descrito por el estándar consiste en los siguientes pasos:

Definir el tipo de falla.
Cálculo de la tensión equivalente en el punto de falla.
Determinación y suma de las impedancias equivalentes, directas, inversas y homopolares, aguas arriba del punto de falla.
Cálculo de la corriente de cortocircuito inicial con ayuda de las componentes simétricas.
A partir del valor de Icc inicial (𝐼_k^′′). Se calculan otras magnitudes como Icc de cresta o pico (Ip), Icc permanente (𝐼_k) o incluso, Icc permanente máxima._k) o incluso, Icc permanente máxima.

El estándar IEC 60909 tienen en consideración la distancia y ubicación que tiene la falla con respecto a los generadores síncronos y de igual manera el tipo de configuración que guardan las fuentes del cortocircuito con respecto al punto donde se presenta la falla.

Se introduce un factor “C” de la tensión equivalente en el punto de falla, el cual es necesario para tener en cuenta:

Las variaciones de tensión en el espacio y en el tiempo.
Los cambios eventuales en las conexiones de los transformadores.
El componente subtransitorio de los alternadores y de los motores.

Estándar IEEE C37.010 y C37.013

El estándar IEEE C37.010es aplicable a interruptores automáticos de alta tensión por encima de 1 kV para uso en servicios públicos, industriales y sistemas de energía comercial que operan a una frecuencia nominal de 60 Hz, mientras que el estándar IEEE C37.013 es aplicable para interruptores menores a 1 kV.

Presenta un método simplificado E/X, también llamado “Método corregido de E/X con decrementos AC y CC” el cual provee un planteamiento preciso para la aplicación de interruptores de alto voltaje con base a valores simétricos. Determina un procedimiento para la aplicación de factores de multiplicación a los cálculos de E/X, de donde “E” es el voltaje típico de pre-falla (1 p.u.) y “X” es la reactancia equivalente vista desde el punto de falla.

La norma recomienda seguir una serie de pasos que se pueden resumir en lo siguiente:

Construcción del diagrama de impedancias.
Determinación del voltaje de pre-falla. En general se asume E = 1 p.u.
Determinación de la red de reactancias dentro de los regímenes momentáneos y de interrupción. Las reactancias de interrupción se corrigen aplicando factores de multiplicación adecuados dados por la norma y permiten construir la red de secuencia positiva, negativa y cero.
Determinación de la red de resistencias de interrupción de secuencia positiva, negativa y cero, a partir del diagrama unifilar. Las resistencias son modificadas por los mismos factores de multiplicación aplicados a reactancias.
Reducción de las redes de secuencia a reactancias y resistencias equivalentes desde el punto de vista de la falla.
Cálculo de corrientes de cortocircuito para las redes de interrupción momentánea, en la barra bajo falla.

El estándar indica que la selección del interruptor será apropiada si la corriente de cortocircuito calculada multiplicada por el factor de 1.6 no excede la corriente momentánea del interruptor, es decir, se compara con la corriente de cortocircuito asimétrica.

Comparativa del estándar IEEE e IEC

La norma IEEE para los cálculos de corrientes simétricas de interrupción, especifica factores multiplicadores para las reactancias subtransitorias y transitorias de las máquinas rotativas. Estos multiplicadores están en función del tipo de esfuerzo, teniendo en cuenta el tiempo transcurrido desde el inicio de la falla, el tamaño de las máquinas, y la velocidad, también son independientes de la proximidad de las máquinas al punto de falla y del tiempo de accionamiento de los interruptores.

La norma IEC no recomienda factores multiplicadores de ajuste para las reactancias de carga rotatoria. El decaimiento AC es modelado considerando el tipo de máquina, el tamaño y la velocidad, el tiempo de accionamiento de los interruptores y la proximidad de las máquinas al punto de falla. El procedimiento de la IEC no se basa en curvas para modelar el decremento AC para generadores.

La Norma IEEE clasifica la falla como “local” o “remota”, del generador a la falla. En cambio, el IEC clasifica las fallas como “cercana” o “lejana” al generador (factor que influye en el decremento AC). En la IEC, el concepto de falla “cercana” o “lejana” es muy importante en la modelación de máquinas para el cálculo de corriente de falla de ruptura y en estado permanente, dado que se simplifican los cálculos.

Evaluación de las corrientes de cortocircuito

La selección apropiada de los equipos y dispositivos de protección dependerá de la corriente que fluye inmediatamente después de que el cortocircuito ocurre y de la corriente que el interruptor debe interrumpir. En el análisis de cortocircuito se calculan los valores de estas dos corrientes para la falla en varios puntos del sistema. Con base en estos cálculos se determinan los valores de operación de los relevadores que controlan a los interruptores.

Los valores que el fabricante especifica en las corrientes son:

Icu: Poder de corte último, es la corriente máxima de cortocircuito que va a soportar durante los ciclos o tiempo de apertura nominal del dispositivo.
Ics: Poder de corte de servicio, es la corriente que se puede interrumpir varias veces sin dañar la operación normal del dispositivo, se expresa en porcentaje de Icu.
Icw: Corriente de corta duración admisible, es el valor de la corriente de cortocircuito que un dispositivo de protección es capaz de resistir durante un periodo definido sin alterar sus características.
Icm: Poder de cierre asignado bajo cortocircuito, es la cresta máxima de la corriente de cortocircuito, deben de analizarse con los valores de la corriente de cortocircuito durante la falla (ver figura 10).

t_F = Falla instantánea de cortocircuito.

Δt₁= Tiempo de protección del relé.

t_A= Corriente de cortocircuito instantáneo (initial peak).

t₁= Instante de energización del circuit-breaker.

Δt₂= Tiempo de apertura circuit-breaker.

t₂= Instante de separación de contactos del circuit-breaker (iniciación de arco eléctrico).

Δt₃= Duración de arco eléctrico.

t₃= Interrupción de cortocircuito (extensión de arco eléctrico).

Corriente teórica en el instante de la falla de cortocircuito.

Una vez que se comprenden la fallas bajo estudio, se puede usar una herramienta computacional para realizar el análisis de varias fallas (3F, LL, LG, LLG, etc.) en un sistema eléctrico que cuente con varios buses y nodos, tal como el software etap.

En el software etap se vacían los datos de la red eléctrica para que se pueda obtener un análisis (IEC o ANSI) detallado de las contribuciones y tipos de fallas de cortocircuito de acuerdo con su periodo (Peak, 1/2 ciclo, 1.5 a 4 ciclos, 30 ciclos, etc.), como lo son los datos de los transformadores, generadores, aportación de cortocircuito de la red de suministro, motores, alimentadores, reactores, etc.

Con los resultados del análisis se puede asegurar que los rangos de cortocircuito de los equipos sean adecuados para manejar las corrientes de falla disponibles en sus localidades, así como evitar grandes cantidades de energía destructiva en forma de calor y fuerza magnética dentro de un Sistema de Potencia.

Si necesitas apoyo con el análisis de cortocircuito para garantizar la operación de los sistemas eléctricos de tus proyectos ¡contáctanos!

Referencias:

(1) IEC-60909 - International Electro technical Commission Short Circuit Current Calculation in Three-Phase AC Systems.

(2) IEEE Std 242-2001 - Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

(3) IEEE Std 141-1993 - Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants.

(4) Electrical Power Systems, C L Wadhwa.

(5) Handbook Of Electric Power Calculations, H. Wayne Beaty.

(6) Power Systems Modelling and Fault Analysis, Nasser D. Tleis.